Comercialización Profesional de Energía

Yearly: 2022

energiaestrategica.com, Informacion, Información de Mercado

Brasil ratifica las Subastas de Energía Existente A-1 y A-2 del año

A pocos días de la cancelación de la Subasta de Energía Nueva A-6 debido a que las distribuidoras  no declararon la necesidad de comprar energía eléctrica en dicha convocatoria, el Ministerio de Minas y Energía (MME) de Brasil ratificó la convocatoria de la Subasta de Energía Existente A-1 y A-2 de este año. 

Tras la consulta pública dada meses atrás, el MME puso a disposición el sistema de declaración digital (DDIG) sobre las necesidades de compra de energía eléctrica por parte de los agentes de distribución.

De acuerdo con la Ordenanza Normativa N° 45/2022, las declaraciones deberán enviarse antes del jueves 1° de septiembre y podrán participar cualquier emprendimiento ya existente en el país. Mientras que la subasta se realizará en el último mes del 2022, precisamente el viernes 2 de diciembre. 

Según información del gobierno de Brasil, los agentes distribuidores deberán presentar sus declaraciones mediante el llenado de los documentos con miras a las Subastas de Energía Existente “A-1” y “A-2” 2022. 

Mientras que el inicio de suministro será a partir del primer día del 2023 para el caso de la “A-1” y de el 1° de enero del 2024 para la Subasta A-2. 

¿Qué rol ocupan las renovables en la matriz eléctrica del país? La potencia total instalada en Brasil, hasta junio, fue de 196633 MW según datos de la Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL) y la Asociación Brasileña de Energía Solar Fotovoltaica (ABSOLAR), de los cuales el 83,13% son centrales de generación limpia, es decir, con baja emisión de gases de efecto invernadero.

Las hidroeléctricas dominan el mercado con 109606 MW operativos (53,5% de la matriz), seguido por la generación eólica (22131 MW instalados – 10,8%) y la energía solar, la cual ya alcanzó los 18 GW de capacidad. 

En este último caso, la fotovoltaica sigue batiendo récords, dado que creció 1 GW en menos de un mes, pero con la particularidad de que más del 65% del total de la potencia instalada corresponde a generación distribuida (proyectos de hasta 5 MW) y el resto a generación centralizada. 

En tanto que las centrales de biomasa y biogás ocupan el quinto escalón con 16322 MW operativos (8% de la matriz eléctrica), a muy poco de superar al gas natural, que acumula 16518 MW (8,1%). 

Generación de energía durante el mes pasado

Las centrales hidroeléctricas suministraron 45.022 megavatios promedio al Sistema Interconectado Nacional – SIN, volumen 32,7% superior al de igual período de 2021, señal de la buena recuperación de los embalses. Y en consecuencia, se redujo la dependencia de las centrales térmicas en 54%. 

Asimismo, también destaca el incremento del 66,7% en la producción de energía solar fotovoltaica y del 16,7% en la eólica. 

Fuente: CCEE

energiaestrategica.com, Informacion, Información de Mercado

Día histórico: Se debate ley de hidrógeno verde en Costa Rica

El proyecto de «Ley para la Promoción e Implementación de una Economía de Hidrógeno Verde en Costa Rica» da pasos firmes en Costa Rica. En esta oportunidad, la Asamblea Legislativa someterá a segundo debate esta iniciativa bajo el número de expediente 22.392.

Desde el sector privado, compartieron con Energía Estratégica buenos augurios para su tratamiento y posterior votación.

“Hay buen clima de que se vote”, aseguró a este medio William Villalobos, CEO de Core Regulatorio.

Según explicó el especialista en derecho energético, de ser así pasaría a sanción y publicación por parte del actual presidente Rodrigo Chaves.

Aquello no es menor, ya que Costa Rica se posicionaría como uno de los primeros países de la región en tener legislación específica para la promoción de este vector energético, a diferencia de otros mercados donde aún se esbozan Hojas de Ruta que acercan a las estrategias para implementar en el corto, mediano y largo plazo.

Con la legislación no solo se daría lugar a regulación de la actividad sino también quedarían sentadas las bases de política pública para que los participantes del mercado impulsen nuevas iniciativas.

¿Esto motivará nuevas inversiones renovables? El exdiputado Erwin Masis impulsor de este proyecto de ley advirtió meses atrás a este medio que aquello dependerá de cómo el país facilite e incentive la actividad. Un gran punto de oportunidad se abriría vinculado a recursos energéticos distribuidos renovables.

¿Qué valores de LCOH podrán lograr los proyectos de h2v? Estudios preliminares han concluido que Costa Rica podría estar demandando 611 kton de H2 por año en escenarios promedios al 2050.

De allí, Villalobos consideró que partiendo de datos de LCOE a nivel de diversas fuentes renovables variables (eólico y solar) se proyectan costos nivelados de hidrógeno en donde los escenarios más optimistas al 2050 presentan costos de entre 1,24 y 1,45 USD/KgH2.

energiaestrategica.com, Informacion, Información de Mercado

Vélez convoca a los operadores de red a presentar proyectos de normalización de redes eléctricas

En línea con el carácter social del Gobierno de Gustavo Petro, el Ministerio de Minas y Energía, comandado por Irene Vélez, está convocando a los Operadores de Red a presentar planes, programas y/o proyectos de normalización de redes eléctricas en las áreas de su influencia, para la adjudicación de recursos del Programa de Normalización de Redes Eléctricas (PRONE).

El fin del proceso es legalizar el acceso al servicio de energía eléctrica y adecuar las redes a los reglamentos técnicos vigentes, de usuarios de barrios subnormales situados en municipios del Sistema Interconectado Nacional.

En efecto, hasta el próximo viernes 2 de septiembre, los interesados podrán realizar observaciones, comentarios y propuestas al proyecto de resolución (ver) diligenciando el formulario para recepción de comentarios, el cual debe enviar conservando el formato editable al correo electrónico pciudadana@minenergia.gov.co

De acuerdo al proyecto de resolución, “los usuarios que residen en barrios subnormales, certificados por la administración municipal, en su mayoría residen en viviendas que reciben energía eléctrica a través de redes construidas de forma inadecuada, sin cumplimiento de las normas técnicas y con materiales inapropiados, lo que constituye un riesgo para quienes integran la comunidad, tanto en sus vidas como en sus bienes”.

Esta situación impacta negativamente el indicador de pérdidas de las respectivas empresas distribuidoras”, advierte.

Y considera: “Según el artículo 1º de la ley 1117 de 2006, el programa de normalización de redes eléctricas – PRONE tiene como objetivos la legalización de usuarios y la adecuación de las redes a los reglamentos técnicos vigentes en barrios subnormales, situados en municipios del Sistema Interconectado Nacional (SIN)”.

Cabe indicar que los Barrios Subnormales están definidos como “el asentamiento humano ubicado en las cabeceras de municipios o distritos que reúne los siguientes requisitos:

Que no tenga servicio público domiciliario de energía eléctrica o que éste se obtenga a través de derivaciones del Sistema de Distribución Local o de una Acometida, efectuadas sin aprobación del respectivo Operador de Red;
Que no se trate de zonas donde se deba suspender el servicio público domiciliario de electricidad, de conformidad con el artículo 139.2 de la Ley 142 de 1994, las normas de la Ley 388 de 1997 y en general en aquellas zonas en las que esté prohibido prestar el servicio;
Certificación del alcalde Municipal o Distrital o de la autoridad competente en la cual conste la clasificación y existencia de los Barrios Subnormales, la cual deberá ser expedida dentro de los quince (15) días siguientes a la fecha de la respectiva solicitud efectuada por el Operador de Red».

energiaestrategica.com, Informacion, Información de Mercado

Larreta en campaña: “Tenemos que seguir dándole potencia a las renovables”

Horacio Rodríguez Larreta, jefe de gobierno de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires (CABA), planteó la necesidad de seguir fomentando la transición energética en el país para lograr una mejor inserción del país en el mundo. 

“La mayoría de los países necesitan abastecerse de energía, alimentos, productos derivados de la minería, lo cual Argentina tiene de sobra”, aseguró durante un evento.

Y con ello no sólo se refirió a Vaca Muerta, sino también al potencial del país en las energías renovables, el hidrógeno verde y el litio, donde se posee una de las mayores reservas de todo el planeta. 

“Tenemos que seguir dándole potencia a las renovables, a las que se les dio mucho impulso en el gobierno de Mauricio Macri. Porque el mundo va hacia energías más limpias y necesita de nuestra energía. Y en ese esfuerzo, el valor del litio de los últimos dos años también muestra la necesidad que hay”, manifestó. 

Durante la gestión Macri (2016-2019) se llevaron a cabo varias licitaciones públicas de renovables a través del Programa RenovAr (inició en 2016) y se promovió el Mercado a Término (MATER) a mediados del 2017.

Por lo que entre dichos años entraron entraron en operación comercial sesenta parques de generación eléctrica a partir de fuentes renovables, que se ubican en dieciséis provincias del país y totalizaron 1758,54 MW de potencia instalada.

Aunque también es preciso recordar que la inestabilidad macroeconómica de aquel entonces, la disparada del riesgo país y el incremento del dólar también pusieron en stand by la continuidad de muchos proyectos asignados. 

A tal punto que este gobierno, en poco más de dos años que lleva al frente del país, debió resolver los contratos truncados tanto del MATER (Res. SE 551/21) del Programa RenovAr (Res. SE 742/21 y 1260/21), y no avanzó en nuevas licitaciones públicas de emprendimientos de mediana y gran escala, más allá de la convocatoria a Manifestaciones de Interés que cerró semanas atrás. 

Pero de darse un consenso en el plano político y retomar el fomento a los recursos energéticos de Argentina, Larreta sostuvo que el país tendría la posibilidad de convertirse en un proveedor confiable, sostenibles en el tiempo de estos productos”. 

“Pero eso requiere una estrategia que apunte a mejorar la calidad de vida de los argentinos, a dar previsibilidad. Por lo que creo que un programa de inserción internacional del país en el mundo debe tener la estabilización de la economía como uno de sus pilares para abrir mercados, atraer inversiones y sostener negocios en el tiempo”, destacó.

“Con las energías, el litio y las industrias tecnológicas podemos apuntar a duplicar las exportaciones en un mandato de gobierno, pero sólo es posible si logramos el equilibrio fiscal”, concluyó. 

energiaestrategica.com, Informacion, Información de Mercado

Mano a mano con Rafael Velazco tras su paso por la función pública

Rafael Velazco Espaillat presentó su renuncia a la Superintendencia de Electricidad (SIE) hace poco menos de un mes.

Mediante una carta al presidente Luis Abinader, Velazco agradeció el honor de haber ocupado la presidencia del ente regulador y fiscalizador del sistema eléctrico dominicano.

Nada se supo en aquel entonces sobre los motivos que lo llevaron a declinar el cargo y retornar al sector privado como consultor de Raveza Associated & Services, la empresa que forjó allá por el 2011.

Para profundizar sobre este y otros temas, Rafael Velazco brindó una entrevista exclusiva para el ciclo “Protagonistas”, una iniciativa de Energía Estratégica de la que participan actores clave del sector energético renovable regional.

En esta charla íntima con Gastón Fenés, director periodístico de este medio internacional de noticias, Rafael Velazco hablará de su vida personal y su presente profesional, así como de sus motivaciones, trayectoria en el mercado eléctrico y porvenir.

Y como exsuperintendente de Electricidad de República Dominicana hablará sobre su legado en regulación energética, retos en transmisión, el rol del gas y horizontes de negocios para energías renovables y almacenamiento.

Acompañe Rafael Velazco Espaillat, actualmente consultor de Raveza Associated & Services, en esta nueva iniciativa.

Su participación podrá verse en vivo este miércoles 24 de agosto en las redes sociales de Energía Estratégica. El acceso es libre y gratuito sin inscripción. Se invita a todos a activar el recordatorio en el video para recibir una notificación cuando inicie la transmisión. No se lo pierda.

 

 

energiaestrategica.com, Informacion, Información de Mercado

Genneia anuncia su plan de inversiones solares en San Juan

Genneia, la empresa líder en generación de energías renovables de Argentina, recibió la visita de Sergio Uñac, Gobernador de San Juan; Roberto Gattoni, Vicegobernador de San Juan; Leopoldo Soler, Intendente de Ullum; Jorge Espejo, Intendente de Iglesias y un importante grupo de autoridades de la provincia.

La comitiva fue recibida en el Parque Solar Ullum por directivos de Genneia: Jorge Pablo Brito, accionista y miembro del board; Francisco Sersale, miembro del board; Cesar Rossi, presidente; Bernardo Andrews, CEO y otros miembros del management de la compañía. Durante la recorrida, se conversó sobre la operación del Parque Solar Ullum, de 82 MW de capacidad instalada, compuesto por 279.000 paneles solares, y sobre la experiencia que acumuló durante los 3 años desde su puesta en marcha.

Además, allí se está construyendo el nuevo Centro de Operación y Mantenimiento para las operaciones solares de la empresa en Ullum. Asimismo, los funcionarios y directivos conocieron los avances de la obra del nuevo Proyecto Solar Fotovoltaico Sierras de Ullum, situado junto a los parques Ullum I, II y III, que tendrá una capacidad instalada de 78 MW, equivalente al abastecimiento de energía de 50.000 hogares.

El Gobernador Uñac destacó la ampliación de la matriz productiva de San Juan y aseguró que «el Estado debe ser un facilitador de situaciones». En ese sentido, destacó al sector privado por trabajar y sumar actividades. Además, respecto a las energías renovables, consideró que San Juan es la provincia con mayor cantidad de parques solares y la que más energía le brinda al Sistema Nacional.

En este sentido, la construcción de Sierras de Ullum empleará a más de 400 personas de manera directa y contará con 150 mil paneles solares bifaciales, de última tecnología, que toman la energía directa del sol y además absorben el reflejo del suelo, aumentando en un 6% la generación. De este modo, ambos parques conformarán uno de los principales conjuntos solares del país, superando los 160 MW de potencia instalada.

«El desarrollo económico, respeto al medioambiente e inclusión son los tres ejes en los que trabajamos. Creemos en el sector privado y por eso los apoyamos con líneas de crédito para acompañarlos. El de San Juan es un Estado que está muy cerca de los empresarios y sus problemas tratando de resolverlos aportando soluciones”, aseguró Uñac.

“Estamos muy orgullosos de recibir en nuestro Parque Solar Ullum al gobernador de la provincia y a su equipo. El trabajo que viene realizando San Juan para potenciar las inversiones en materia de energía solar es un ejemplo y desde Genneia apostamos a seguir creciendo en San Juan, liderando este mercado para continuar apoyando la transición energética, el ahorro de divisas, descarbonizando la industria y generando empleo local”, expresó Bernardo Andrews, CEO de Genneia.

Por su parte, Jorge Brito afirmó: “Desde Genneia queremos destacar el trabajo que viene realizando San Juan para potenciar las inversiones en materia de energía solar. Sabemos que contamos con el respaldo de la provincia para seguir creciendo en la región. Todo esto es posible gracias a la articulación entre el sector público y privado”.

En esta línea, con el foco puesto en continuar manteniendo su vocación de liderazgo y seguir potenciando las inversiones en la provincia, Genneia anunció recientemente la adjudicación del Parque Solar Tocota III, de 60 MW de capacidad instalada.

Así, San Juan contará con más de 220 MW de potencia operados por la compañía con inversiones que superarán 200 millones de dólares. Con los nuevos proyectos solares en San Juan, Genneia se perfila para superar 1 GW de capacidad instalada, un hito aún no alcanzado en el país, y habrá invertido más de 1400 millones de dólares en más de 20 proyectos para el 2023.

energiaestrategica.com, Informacion, Información de Mercado

Senado de Salta rechaza adhesión a la ley nacional de generación distribuida

Así se manifestó la comisión legislativa tras analizar la ley nacional con autoridades del Ente Regulador de los Servicios Públicos (Enresp) de la provincia.

El proyecto de ley para que la provincia adhiera ya tiene media sanción de la Cámara de Diputados, pero por ahora no avanzará en el Senado.

La ley nacional que instituye el régimen para fomentar la Generación Distribuida de Energía Renovable Integrada a la Red Eléctrica Pública fue sancionada en el año 2020.

Establece las condiciones para la generación de ese tipo de energía para el autoconsumo y para la eventual inyección de excedentes a la red. También declara de interés nacional la generación de energía de fuentes renovables.

Sin embargo, al analizar su contenido, los senadores salteños advirtieron «elementos que implican un avance del Estado nacional sobre derechos constitucionales propios de las provincias, por lo que consideraron que no es oportuno avanzar por el momento con el proyecto de adhesión», se informó desde el Senado.

Entre otros aspectos, se observó que en el capítulo IV la norma prevé que la autoridad de aplicación será designada por el Ejecutivo Nacional.

Será este funcionario el encargado de establecer normas técnicas y administrativas para la aprobación de proyectos de generación de energía eléctrica, se observó en el Senado local.

Además, se encargará de establecer las normas y lineamientos para la autorización de conexión a la red que será solicitada por el usuario y establecer requisitos y plazos, entre otros.

Por otro lado, del análisis se determinó que la ley nacional plantea la disminución del IVA en determinadas circunstancias a los fines de promocionar la generación distribuida de energía eléctrica, a partir de fuerzas renovables, pero que tal aprobación depende de la discrecionalidad de autoridades nacionales.

«Entendemos que la finalidad de impulsar el uso de energías renovables es loable y apoyamos dicha moción, pero la implementación de la ley en cuestión operaría en detrimento de las facultades provinciales de regular en materia energética. Depender de la voluntad de un funcionario nacional socava de lleno a la soberanía provincial», sostuvo el presidente de la Comisión de Minería, el senador Sergio Ramos.

El legislador agregó que ven conveniente que los legisladores nacionales modifiquen aquellos artículos que disminuyen la soberanía provincial para luego proceder a la adhesión por parte de las cámaras legislativas provinciales».

El titular del Enresp, Carlos Saravia, quien también es miembro del Consejo Federal de Energía Eléctrica, analizó que las inconsistencias aludidas por los senadores locales también fueron analizadas en el organismo federal.

Saravia dijo que el Consejo Federal recomendó al Congreso la modificación de la ley por entender que el marco regulatorio invade jurisdicciones provinciales.

ecojournal.com.ar, Informacion, Información de Mercado

Genneia anunció su plan de inversiones solares en San Juan

Genneia, la empresa líder en generación de energías renovables de Argentina, informó que sumarán nuevas inversiones en Sierras de Ullum y Tocota III por un total de USD 110 millones. Es por esto que recibió la visita de Sergio Uñac, gobernador de San Juan; y su vicegobernador, Roberto Gattoni; Leopoldo Soler, intendente de Ullum; Jorge Espejo, intendente de Iglesias y un importante grupo de autoridades de la provincia.

La comitiva fue recibida en el Parque Solar Ullum por directivos de Genneia: Jorge Pablo Brito, accionista y miembro del board; Francisco Sersale, miembro del board; Cesar Rossi, presidente; Bernardo Andrews, CEO y otros miembros del management de la compañía. Durante la recorrida, conversaron sobre la operación del Parque Solar Ullum, de 82 MW de capacidad instalada, compuesto por 279.000 paneles solares, y sobre la experiencia que acumuló durante los 3 años desde su puesta en marcha. Además, en esta zona se está construyendo el nuevo centro de Operación y Mantenimiento para las operaciones solares de la empresa en Ullum.

Asimismo, los funcionarios y directivos conocieron los avances de la obra del nuevo Proyecto Solar Fotovoltaico Sierras de Ullum, situado junto a los parques Ullum I, II y III, que tendrá una capacidad instalada de 78 MW, equivalente al abastecimiento de energía de 50.000 hogares.  

El gobernador Uñac marcó la ampliación de la matriz productiva de San Juan y aseguró que «el Estado debe ser un facilitador de situaciones». En ese sentido, destacó al sector privado por trabajar y sumar actividades. Además, respecto a las energías renovables, consideró que San Juan es la provincia con mayor cantidad de parques solares y la que más energía le brinda al Sistema Nacional.

Beneficios

La construcción de Sierras de Ullum empleará a más de 400 personas de manera directa y contará con 150 mil paneles solares bifaciales, de última tecnología, que toman la energía directa del sol y además absorben el reflejo del suelo, aumentando en un 6 por ciento la generación. De este modo, ambos parques conformarán uno de los principales conjuntos solares del país, superando los 160 MW de potencia instalada.  

Frente a esto, Uñac aseguró «el desarrollo económico, respeto al medioambiente e inclusión son los tres ejes en los que trabajamos. Creemos en el sector privado y por eso los apoyamos con líneas de crédito para acompañarlos. El de San Juan es un Estado que está muy cerca de los empresarios y sus problemas tratando de resolverlos aportando soluciones”.  

Por su parte, el CEO de Genneia, Bernardo Andrews, afirmó “estamos muy orgullosos de recibir en nuestro Parque Solar Ullum al gobernador de la provincia y a su equipo”. Y agregó “el trabajo que viene realizando San Juan para potenciar las inversiones en materia de energía solar es un ejemplo y desde Genneia apostamos a seguir creciendo en la provincia, liderando este mercado para continuar apoyando la transición energética, el ahorro de divisas, descarbonizando la industria y generando empleo local”.

Jorge Brito, accionista y miembro del board de Genneia, afirmó: “Desde la compañía queremos destacar el trabajo que viene realizando San Juan para potenciar las inversiones en materia de energía solar. Sabemos que contamos con el respaldo de la provincia para seguir creciendo en la región. Todo esto es posible gracias a la articulación entre el sector público y privado”.

Nuevos proyectos

En esta línea, con el foco puesto en continuar manteniendo su vocación de liderazgo y seguir potenciando las inversiones en la provincia, la empresa anunció recientemente la adjudicación del Parque Solar Tocota III, de 60 MW de capacidad instalada.  Así, San Juan contará con más de 220 MW de potencia operados por la compañía con inversiones que superarán 200 millones de dólares.  

Con los nuevos proyectos solares en San Juan, Genneia se perfila para superar 1 GW de capacidad instalada, un hito aún no alcanzado en el país, y habrá invertido más de 1400 millones de dólares en más de 20 proyectos para el 2023.

La entrada Genneia anunció su plan de inversiones solares en San Juan se publicó primero en EconoJournal.

, [#item_author]

ecojournal.com.ar, Informacion, Información de Mercado

Nuevo récord de producción de gas durante julio en Neuquén

La producción de gas en la provincia de Neuquén llegó a un nuevo récord histórico durante julio pasado al alcanzar los 91,15 millones de metros cúbicos por día, superando el anterior récord que se había producido en junio, con 90 millones de metros cúbicos por día.

De acuerdo a las cifras brindadas por el ministerio de Energía y Recursos Naturales de la Provincia, estos guarismos representan una suba del 1.08 por ciento con respecto a junio y del 16,62 por ciento en comparación con julio de 2021. La suba a cumulada en los primeros siete meses del año es del 24,9 por ciento.

El aumento de julio se debe principalmente a los incrementos de producción de gas en las áreas El Orejano, Aguada Pichana Oeste, Aguada Pichana Este y Aguada de la Arena.

En cuanto a la producción de petróleo, en julio último se alcanzaron en la provincia los 275.238 barriles por día, el mayor volumen de los últimos 21 años. Esto representa un aumento del 2,8 por ciento con respecto a junio y del 36,08 por ciento en comparación con igual mes del año pasado. La diferencia acumulada positiva en lo que va de 2022 es de 40,79 por ciento.

El crecimiento petrolero de julio se explica, principalmente, por los aumentos de producción en las áreas Loma Campana, Aguada Federal, Mata Mora Norte, Sierras Blancas y Bandurria Sur.

La participación del petróleo no convencional sobre el total producido en julio fue del 88 por ciento, en tanto que la producción de gas no convencional fue del 82 por ciento.

El gobernador Omar Gutiérrez presentó días atrás el plan para el desarrollo futuro de Vaca Muerta hacia 2030, que proyecta para ese año una producción de 140 millones de metros cúbicos diarios de gas y 750 mil barriles diarios de petróleo.

En esa línea, Gutiérrez sostuvo “todo esto se logra al 2030 con el 25 por ciento de la superficie de Vaca Muerta en desarrollo industrial. Hay una amplia coincidencia de la potencialidad de Vaca Muerta a partir de lo que hicimos hasta acá. Si no hubiese sido por lo que cada uno puso, no tendríamos esta confianza hacia delante”.

Además, aseguró “tenemos la necesidad de construir nuevos consensos y nuevos acuerdos. Vaca Muerta es un ejemplo de nuevas turbinas para el desarrollo del país. Lo energético, lo minero, lo turístico y lo agroalimentario son los cuatro vectores para impactar y resolver el problema macroeconómico del país”.

La entrada Nuevo récord de producción de gas durante julio en Neuquén se publicó primero en EconoJournal.

, [#item_author]

ecojournal.com.ar, Informacion, Información de Mercado

Una suba de los biocombustibles podría desembocar en un nuevo aumento de las naftas

YPF, la compañía con mayoría accionaria estatal, aumentó este domingo un 8,5% las naftas y un 6% el gasoil en promedio en todo el país. También acompañaron las demás marcas (Shell, Axion Energy y Puma). El precio en los surtidores estuvo congelado desde el 9 de mayo y durante ese período hubo una devaluación de 12%, aumentó el petróleo en el mercado local y subió el precio regulado de los biocombustibles. Pero un nuevo aumento previsto para agosto del precio del bioetanol y biodiesel por parte de la Secretaría de Energía pondría una nueva presión a las naftas y el gasoil. Las refinadoras calculan que del aumento de las naftas dos puntos corresponden a la compensación por el precio del bioetanol.

En abril, la Secretaría de Energía publicó dos resoluciones en el Boletín Oficial que establecieron un sendero de aumentos de precios de los biocombustibles por cinco meses que termina agosto. Según la Resolución 209, el biodiesel debería aumentar este mes un 2%, mientras que la Resolución 279 habilita una suba de 3% en el bioetanol. La Resolución 852 de septiembre del año pasado estableció un mecanismo “excepcional” para que las actualizaciones del etanol de caña de azúcar y de maíz acompañen los aumentos del precio de las naftas según la variación porcentual de las pizarras de YPF de la Ciudad de Buenos Aires. Fuentes del sector de biocombustibles indicaron a EconoJournal que las plantas también se ven afectadas por la volatilidad del tipo de cambio, el precio del metanol y del aceite que utilizan para la producción.

Suba de los biocombustibles

Por ley, las naftas se mezclan en un 12% con el etanol y el gasoil en un 7,5% con el biodiesel. Desde el último aumento de naftas de mayo pasaron tres meses y medio y en ese período el etanol aumentó un 19%, un impacto significativo ya que del aumento de las naftas dos puntos corresponden a la compensación por el precio del. En los últimos doce meses, los combustibles se ajustaron un 41,7% en promedio (32% naftas y 51% gasoil), mientras que el biodiesel subió un 114,1%, el etanol de maíz lo hizo en un 86,4% y el de caña un 44,8%.

Fuentes del sector de refinación explicaron a EconoJournal que en los últimos tres años el precio del biodiesel aumentó un 528% y el bioetanol de maíz subió un 346,5%, pero en ese mismo período el precio de los combustibles en surtidor se incrementaron la mitad, ya que desde mediados de 2019 el litro de gasoil común subió 215% y el de nafta súper un 175,2%.

Además, explicaron que la nafta súper subió 32% en promedio en lo que va del año, mientras que la inflación acumulada hasta julio fue de 46,2% y que desde enero de 2021 hasta agosto de este año la nafta aumentó un 78% y la inflación en el mismo período fue de 97,1%.

La entrada Una suba de los biocombustibles podría desembocar en un nuevo aumento de las naftas se publicó primero en EconoJournal.

, [#item_author]

Informacion

Perspectivas del Gas 2022

¿CUÁL ES LA SITUACIÓN DEL GAS PARA EL 2022?

Por Francisco Porres                                                                                                                                                                                              23 de agosto, 2022                                                                                                                                                                                                Empresa: Latin Energy Group


Luego de dos meses en los que se vieron precios inesperadamente altos como los que se vieron en Marzo y Abril, la situación parece haberse tranquilizado y estabilizado.

Hoy en día estamos encontrando precios de invierno mucho mas bajos de lo que se pronosticaba para este año, sobre todo luego de la alarmante situación que se vivió durante los meses previamente mencionados.

A continuación, intentaremos encontrar la justificación para el comportamiento de los precios en base a un análisis de oferta y demanda seguida por una predicción de que sucederá durante lo que resta del segundo semestre del año.

 

¿QUÉ ESTA SUCEDIENDO CON LA OFERTA?

Se comenzará por analizar la situación de las principales cuencas del país respecto al año 2021.

Cuenca Neuquina

En primer lugar, se hablará sobre la cuenca neuquina, siendo esta la más importante ya que hoy en día produce aproximadamente el 71% del gas producido en el país.

 

Figura 1: Producción diaria en la cuenca neuquina por mes   Figura 2: Producción diaria de la cuenca neuquina por año

 

Como se pueden observar en los gráficos presentados, aumentó considerablemente la producción de la cuenca neuquina respecto al año anterior, este aumento se debe a distintos factores, en primer lugar, a un aumento en las perforaciones generado en primer lugar por un precio competitivo del gas en el mercado local, como así también a los compromisos efectuados por el plan gas 4 que obligan a los productores a aumentar su capacidad productiva.

A su vez, la gran diferencia que se puede percibir durante el primer semestre de este año respecto al 2021 está también relacionada a las distintas manifestaciones que se llevaron a cabo durante 2021 que evitaron que las actividades en los yacimientos pudieran efectuarse con normalidad.

 

Cuenca Austral

 

Figura 3: Producción diaria en la cuenca austral por mes      Figura 4: Producción diaria de la cuenca austral por año

La segunda cuenca con mayor capacidad productiva del país es la Austral, que incluye los yacimientos ubicados en las provincias de Santa Cruz, Tierra del Fuego y Chubut.

La producción de esta equivale hoy en día aproximadamente al 25% de producción total del país.

Como se puede apreciar en la figura 3 la producción de esta se encuentra en declive a diferencia de lo observado en la cuenca neuquina. Si bien la producción en el Golfo de San Jorge ubicado en la provincia de Chubut esta aumentando levemente, este aumento no es suficiente para evitar la caída en el balance total de la cuenca. A esto se le suma la parada por mantenimiento que ocurrió durante el mes de Marzo que hizo disminuir de gran manera las cantidades producidas.

A modo de comentario, se menciona que actualmente se está a la espera del desarrollo del offshore de Tierra de Fuego, perforación pronosticada para 2023 la cual permitiría aumentar los valores producidos estabilizando la cuenca o incluso aumentando el volumen máximo que se obtiene de la misma.

 

Importaciones

En materia de importaciones, los valores registrados durante el primer semestre del año fueron inferiores a las del mismo periodo del 2021 y se espera que esto se mantenga durante lo que resta del año.

 

Figura 5: Importaciones diarias totales promedio por mes         Figura 6: Importaciones diarias totales promedio por año

 

En las figuras 5 y 6 podemos observar como variaron las importaciones totales respecto al año pasado, estas importaciones totales incluyen tanto el GNL como el gas inyectado desde Bolivia.

En la figura 5 podemos observar porciones del año en donde las importaciones varían respecto al año anterior, el primer caso es el de los primeros meses del año en donde se contó con menor cantidad de gas inyectado desde Bolivia.

La segunda diferencia se encuentra en los meses pico de invierno donde se importó menor cantidad de GNL al país. A partir de estos dos saltos, respecto al año anterior, podemos observar una cantidad de gas importado diario de aproximadamente 4 millones de metros cúbicos menos respecto al 2021.

 

Oferta Total

Viendo de manera global la oferta total generada por la suma del gas producido y el gas importado podemos observar un aumento respecto al año anterior el cual esta generado debido a que el aumento productivo de la cuenca neuquina tuvo mayor peso que en decrecimiento de las importaciones.

 

Figura 7: Oferta total diarias promedio por mes                               Figura 8: Oferta total diarias promedio por año

Si bien observando solo la figura 7 podría parecer que la oferta de gas fue la misma que en el 2021, en la figura 8 podemos notar que la misma aumento en 3 millones de metros cúbicos diarios.

Podemos ver que este aumento se dio debido a las manifestaciones del primer semestre del 2021 las que hicieron que la producción durante el primer semestre de ese año sea menores. Observando el resto del año y sobre todo los meses pico de invierno podemos ver que la oferta máxima no alcanzó los valores del 2021, esto se debió a la menor importación de GNL durante el año actual, valores que se estima serán 7,5 millones de metros cúbicos diarios menores al 2021.

 

 

¿QUÉ ESTA SUCEDIENDO CON LA DEMANDA?

 

La demanda se compone a partir del consumo interno y las exportaciones a chile. A continuación, observaremos como evolucionaron los distintos componentes de la demanda interna respecto al año anterior

 

Residencial

El consumo residencial aumentó respecto al año pasado, este aumento se puede justificar a partir de una reducción en las temperaturas promedio en el gran buenos aires durante los meses de otoño e invierno respecto a años anteriores como así también el efecto tarifario del cual se espera una corrección en el corto plazo. Se cree que mientras este aumento no suceda el consumo seguirá aumentando. Este aumento pronosticamos que sea de 1,5 millones de metros cúbicos diarios respecto al 2021, volumen que representa el 5% del volumen de ese año.

 

Industrial

El consumo industrial también tuvo un aumento respecto al 2021, si bien vemos que esta aumentando la producción en este sector, aún no se pudieron alcanzar los valores de consumo para la industria prepandemia. De esta manera estimamos un aumento de aproximadamente 1,5 millones de metros cúbicos diarios que equivalen al 4,5% del consumo promedio de 2021.

 

Termoeléctrico

El consumo eléctrico es aquel que tuvo el cambio más grande respecto al año anterior estimando que registre su valor más bajo respecto a años anteriores. Se pronostican un consumo 5 millones de metros cúbicos menor que al del 2021, presentando un decrecimiento del 11%.

Este decrecimiento se debió principalmente a la menor disponibilidad de gas que debió ser reemplazado con combustibles líquidos. Si bien previamente se habló sobre un aumento en la oferta total, este no fue suficiente para satisfacer el aumento en el consumo de gas como así también las exportaciones de las cuales se hablarán a continuación. De esta manera el gas disponible para Cammesa para la generación de energía eléctrica resulto menor a años anteriores.

 

Exportaciones

El pronóstico para el año 2022 es que será un año récord en materia de exportaciones respecto a años anteriores, registrando valores mayores en cada uno de los meses del año respecto al mismo del año 2021.

 

Figura 9: Exportaciones totales diarias promedio por mes             Figura 10: Exportaciones totales diarias promedio por año

 

Como se puede observar en la figura 9, se presentó una gran diferencia en la cantidad de gas exportado respecto al año anterior registrando una diferencia promedio de 6,1 millones de metros cúbicos diarios, subiendo este promedio de 1,6 millones de metros cúbicos diarios a 7,7.

Durante los meses de julio se espera que la cantidad de gas exportado ronde los 3 millones de metros cúbicos volviendo a subir para el periodo de octubre 2022 – abril 2023 teniendo valores del orden de los 8 millones de m3/día.

Demanda total

De esta manera la demanda total pronosticada será levemente menor a años anteriores, si bien el consumo termoeléctrico (siendo el que ocupa el mayor porcentaje del total) cayó, el aumento del resto de los componentes hace que el resultado total sea mayor.

Figura 11: Demanda total diaria promedio por año

 

Como se puede observar en la figura 11 se pronostica 2,5 millones de metros cúbicos diarios consumidos más que durante el 2021.

Se estima una caída en el consumo termoeléctrico de aproximadamente 5 millones de metros cúbicos diarios, pero no son suficientes para bajar el total de la demanda.

Informacion

perspectivas energéticas 2022

¿CUÁL ES LA SITUACIÓN ENERGÉTICA PARA EL CIERRE DEL 2022?

Por Florencia Valbuena                                                                                                                                                                                       23 de agosto, 2022                                                                                                                                                                                                  Empresa: Latin Energy Group


Figura 1: “Evolución del precio monómico”

El precio monómico ha ido evolucionando a lo largo de los años esperando que este año cierre en 92usd/Mwh según la proyección estimativa que lanzo Cammesa

El 2022 se destaca por un incremento muy significativo de los costos del mercado eléctrico mayorista a causa que existe una mayor utilización del fuel oil y gas oil; también por el aumento de precios de GNL y combustibles líquidos; y el tercer y último factor es la continuidad de la sequía proveniente del 2021 en los primeros cuatro meses del año, esperando que a partir de julio la hidrología sea media.

¿CUÁL ES % DE PARTICIPACIÓN QUE VIENEN TENIENDO LAS ENERGÍAS EN LO QUE VA DEL AÑO?                                                              Las energías renovables han ganado terreno a lo largo de los últimos tres años y por el contrario se da una disminución significativa de la energía hidráulica en el mismo lapso. En contraposición, el menor aporte de los ríos está siendo compensado con una mayor generación nuclear, a partir de la puesta a punto de las centrales existentes, y una mayor generación térmica

Figura 2: “% de participación de energías”

¿QUÉ POSIBILIDADES DE AHORRO TIENEN LOS USUARIOS?                                                                                                                                          

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

¿EN QUE % HOY EN DÍA SALEN LOS USUARIOS DE LA COMPRA CONJUNTA?                                                                                                          La cantidad de grandes usuarios habilitados con potencia media anual de 3000Kw son 1990 de los cuales 356 son grandes usuarios mayor (GUMA), 1094 son GUDIS y 540 son gran usuarios menor (GUME).

En 2021, 136 usuarios GUMA salieron de la compra conjunta, es decir, el 38% sobre el total. Y 126 usuarios GUME salieron de la compra conjunta, es decir, el 23%.                                                                                                                                                                                                                  En el caso de los GUDIS que no tienen interacción directa con Cammesa, para poder comprar energía renovable primero deberían ser parte del mercado mayorista, es decir, dejar de ser GUDI y pasar a ese GUME. Hoy en día, muchos gudis están saliendo al mercado mayorista para bajar su componente impositiva (sobre todo municipal y provincial) y así obtener un ahorro y además capitalizar este tipo de ahorros como contratar energías renovables.

 

 

 

energiaynegocios.com.ar, Informacion, Información de Mercado

Axion y Shell también subieron precios de sus combustibles

Los precios de las naftas y gasoils que refina y comercializa Axión también se ajustaron al alza de 7,5 % promedio, poco después de que lo hiciera YPF durante el fin de semana último.

De esta forma. los precios de referencia en estaciones de servicio de la Ciudad de Buenos Aires para la marca Axion son : Nafta súper $ 134,2 el litro, Quantium nafta $ 163,5, Diesel X10 $ 147,1, y Quantium diesel $188,3 por litro.

En cuanto a Shell (Raízen) confirmó suba de precios “en línea con el mercado”.

Informacion, Información de Mercado, runrunenergetico.com

Mendoza: Comenzaron las tareas de perforación de hidrocarburos en el yacimiento El Sosneado

Petroquímica Comodoro Rivadavia, que participó en el programa Mendoza Activa Hidrocarburos, trabajará en la zona con una inversión total para la Provincia de U$S 18.950.000. Ahora comienzan las tareas de perforación, con la que se investigarán nuevas formaciones y potencial de producción de petróleo y gas en esta zona de San Rafael. En cumplimiento con el contrato firmado con el Gobierno de Mendoza, Petroquímica Comodoro Rivadavia comenzó esta semana con las tareas de perforación de pozo en El Sosneado, San Rafael. Se trata del pozo S-526, el primero de una serie comprometida hasta 2035, que conlleva una inversión inicial de […]

La entrada Mendoza: Comenzaron las tareas de perforación de hidrocarburos en el yacimiento El Sosneado se publicó primero en RunRún energético.

Informacion, Información de Mercado, runrunenergetico.com

La central multipropósito Nahueve tiene un 70% de avance

El gobernador de Neuquén, Omar Gutiérrez visitó la obra “Ingeniero Pedro Salvatori” este jueves. El Aprovechamiento Multipropósito permitirá la generación de energía eléctrica, suministro de agua y riego de más de 120 hectáreas. Ya produjo más de 200 puestos de trabajo. La obra de la central multipropósito Nahueve presenta un 70% de avance. El gobernador de Neuquén, Omar Gutiérrez visitó las instalaciones que, estiman, pondrán en funcionamiento para mediados del 2023. El aprovechamiento ya generó más de 200 puestos de trabajo directos e indirectos en la zona. “Estamos entre el 60 y el 70% de su construcción. Estimamos que en […]

La entrada La central multipropósito Nahueve tiene un 70% de avance se publicó primero en RunRún energético.

Informacion, Información de Mercado, runrunenergetico.com

Río Negro busca tener su planta de GNL en San Antonio

La provincia espera que la planta de licuefacción que proyecta YPF se instale. Según reconoció la secretaria de Hidrocarburos, Mariela Moya, hay “varios proyectos de industrialización dando vueltas para encontrarle un plus a la producción”. “Tenemos perspectivas, la idea es acompañar desde nuestro rol como en otras instancias”, señaló la funcionaria. Además fuentes del sector energético de la provincia muestran gran entusiasmo por la ronda de versiones que ven cerca la chance de que se instale una planta de gas natural licuado en las costas del mar patagónico, “Estamos esperando las condiciones que promuevan la realización de una planta de […]

La entrada Río Negro busca tener su planta de GNL en San Antonio se publicó primero en RunRún energético.

Informacion, Información de Mercado, runrunenergetico.com

Licitarán por tercera vez el área Medanito

El secretario de Energía, Matías Toso, confirmó este viernes que la licitación del área petrolera Medanito Sur quedó desierta por segunda vez. Se descartó la oferta de la empresa RefiPampa. “No tuvimos ofertas que reúnan los requisitos mínimos”, señaló el funcionario. Por otra parte, adelantó que ya está tomada la decisión de convocar a una tercera licitación. De esta forma, tal cual lo adelantó El Diario hace dos semanas, la licitación de Medanito Sur fue declarada desierta, y se descartó de esa manera la propuesta que realizó el único oferente, RefiPampa, la empresa que tiene en marcha una refinería en […]

La entrada Licitarán por tercera vez el área Medanito se publicó primero en RunRún energético.

Informacion, Información de Mercado, runrunenergetico.com

Se conformó la mesa petrolera que garantizará el gas para el próximo invierno para el gasoducto Néstor Kirchner

La Secretaria de Energía de la Nación, Flavia Royón, se reunió esta tarde con los operadores del sector hidrocarburos en su primera mesa de trabajo para comenzar con el llenado del Gasoducto Presidente Néstor Kirchner (GPNK). De esta manera, se comenzó a trabajar para garantizar para el próximo invierno el abastecimiento de gas a precios razonables y disminuir las importaciones de combustibles El encuentro se realizó en el marco de los anuncios realizados por el Ministro de Economía Sergio Massa en la inauguración de la edición patagónica de la Argentina Oil & Gas (AOG Patagonia 2022). Estuvo presente el Subsecretario […]

La entrada Se conformó la mesa petrolera que garantizará el gas para el próximo invierno para el gasoducto Néstor Kirchner se publicó primero en RunRún energético.

Informacion, Información de Mercado, runrunenergetico.com

Cafiero recibió al Council of Americas para analizar proyectos de inversiones, desarrollo del litio y aumento del comercio bilateral

El canciller Santiago Cafiero recibió hoy a la Presidenta Ejecutiva del “Council of the Americas – Americas Society”, Susan Segal, y a empresarios de diferentes sectores, con quienes dialogó sobre las claras oportunidades de seguir incrementando las inversiones productivas y fortalecer, ampliar y diversificar el comercio bilateral, además de analizar la situación regional e internacional y los valores comunes que promueven la Argentina y Estados Unidos. Cafiero destacó que “Estados Unidos es un socio comercial estratégico de la Argentina” y, en ese marco, ratificó “lo expresado por el Presidente Alberto Fernández acerca de la necesidad de aumentar las exportaciones de […]

La entrada Cafiero recibió al Council of Americas para analizar proyectos de inversiones, desarrollo del litio y aumento del comercio bilateral se publicó primero en RunRún energético.

Informacion, Información de Mercado, runrunenergetico.com

Jalil: “Hidrocarburos y minería darán las divisas necesarias para equilibrar la macroeconomía”

Así lo aseguró el gobernador de Catamarca, Raúl Jalil, a la vez que subrayó que “no sea solo la agroindustria de la que tenga que depender el Estado para el ingreso de dólares”. Jalil integra la Mesa del Litio junto a sus pares de Salta, Gustavo Sáenz; y Jujuy, Gerardo Morales y anticipó que el próximo martes se van a reunir para cerrar detalles de para un viaje a Estados Unidos programado para fin de mes, en busca de inversiones. “La Argentina tiene un problema macroeconómico producto de las divisas, pero confío muchísimo en el perfil de la Nación, y […]

La entrada Jalil: “Hidrocarburos y minería darán las divisas necesarias para equilibrar la macroeconomía” se publicó primero en RunRún energético.

Informacion, Información de Mercado, runrunenergetico.com

El boom de Vaca Muerta: ¿cómo superar la falsa antinomia entre autoabastecimiento y exportación de gas?

La producción de gas no convencional en la cuenca neuquina abre grandes perspectivas para el país. Argentina puede convertirse en un proveedor clave del mercado internacional del gas natural licuado (GNL) sin descuidar la satisfacción de la demanda interna “Argentina está en una posición muy favorable para optimizar el uso de sus recursos de gas natural y generar las divisas que el país necesita hoy más que nunca”, afirma, con convicción, el director del Instituto de Energía y de la Diplomatura en Derecho de los Hidrocarburos de la Universidad Austral, Francisco Javier Romano. Se estima que el desarrollo del 50 […]

La entrada El boom de Vaca Muerta: ¿cómo superar la falsa antinomia entre autoabastecimiento y exportación de gas? se publicó primero en RunRún energético.

Informacion, Información de Mercado, runrunenergetico.com

Rio Negro: Carreras repasó inversiones y temas energéticos con autoridades de YPF

La Gobernadora Arabela Carreras repasó varios temas de agenda con el presidente de YPF, Pablo González, vinculados principalmente con el plan de inversiones de la empresa en Río Negro y los avances en la política de generación de energías limpias. Acompañada por los secretarios de Estado de Planificación, Daniel Sanguinetti y de Energía, Andrea Confini, la Mandataria fue recibida en Buenos Aires por el titular de la compañía argentina de energía, junto al director general, Pablo Iuliano. En este marco, se dispuso avanzar en la firma de acuerdo marco donde la empresa planteará todas las inversiones que tiene proyectadas en […]

La entrada Rio Negro: Carreras repasó inversiones y temas energéticos con autoridades de YPF se publicó primero en RunRún energético.

Informacion, Información de Mercado, runrunenergetico.com

Los pros y contras para Chubut del decreto que incentiva las inversiones petroleras

La norma anunciada por el ministro Sergio Massa disparó voces encontradas en la provincia, a favor y en contra, mientras los indicadores de producción no terminan de recuperarse tras la caída de 2020. Avila amenaza con una movilización para exigir más equipos y desde la oposición coparon la agenda “en defensa de la cuenca San Jorge”. Más allá de los cruces políticos, en este informe nos preguntamos: ¿qué dice el decreto? El decreto que anunció el gobierno nacional apunta por lógica al desarrollo de Vaca Muerta, pero hay también aspectos que podrían favorecer a la provincia de Chubut en particular […]

La entrada Los pros y contras para Chubut del decreto que incentiva las inversiones petroleras se publicó primero en RunRún energético.

ecojournal.com.ar, Informacion, Información de Mercado

YPF aumentó un 8,5% el precio de las naftas y define nuevos cambios en su estructura gerencial

YPF, el principal jugador del mercado de combustibles, aumentó el sábado a la medianoche un 8,5% el precio de las naftas y un 6,5% el del gasoil en sus estaciones de servicio. Sus competidores —Raízen, Axion Energy y Puma— siguieron sus pasos durante el fin de semana. La línea técnica de la petrolera controlada por el Estado venía reclamando desde hace semanas una suba del valor de las naftas —que se mantuvo sin cambios desde mayo— para recomponer el margen bruto de refinación, que se vio erosionado en los últimos tres meses por la mayor devaluación (12% en el período), el alza del precio interno del petróleo (que pasó de 62 a 65 dólares en el caso del Medanito) y también por la suba del precio regulado del bioetanol.

En un principio, el aumento de los combustibles estaba previsto para los primeros días de agosto, pero se demoró por la crisis política que se desencadenó tras la salida de Martín Guzmán del Ministerio de Economía. Hubo que esperar Sergio Massa se asiente al frente del Palacio de Hacienda para retomar la discusión y validar un nuevo aumento en surtidores.

Pablo González dedica buena parte de su tiempo a construir su candidatura a gobernador de Santa Cruz.

YPF registró buenos números por la mejora de los precios de sus productos internacionalizados, es decir, aquellos que siguen la línea del tipo de cambio y de la cotización del crudo, como el gasoil minero, el jet fuel para aviación y las gasolinas para la industria petroquímica. Pero necesitaba elevar el valor interno de las naftas, que había quedado desactualizado por la aceleración inflacionaria.

¿Más cambios?

La petrolera que preside Pablo González anunciaría en los próximos días más cambios en su estructura gerencial tras la designación a mediados de julio de Pablo Iuliano como CEO en reemplazo de Sergio Affronti, según indicaron a EconoJournal fuentes cercanas a la organización. Una de las alternativas que está en estudio es reestructurar el área de Estrategia y Desarrollo de Negocios, que podría pasar a depender del CFO, Alejandro Lew.

También podría haber modificaciones en el área de Gas, un departamento importante para la compañía de cara a aprovechar la ampliación de la red troncal de transporte mediante la construcción del gasoducto Néstor Kirchner y, eventualmente, buscar opciones en el negocio del Gas Natural Licuado (LNG, por sus siglas en inglés).

Hace 10 días en Neuquén, durante la Argentina Oil & Gas Patagonia Expo, directivos de la empresa incluso dejaron entrever que están explorando la posibilidad de conseguir un nuevo barco de licuefacción de gas para exportar sobrantes de gas en el verano. No existen demasiadas opciones tecnológicas para avanzar en esa dirección. Sólo Petronas, Golar y unas pocas compañías más ofrecen buques con capacidad de licuar gas natural, pero la mayoría de esas embarcaciones ya está alquilada. El viernes pasado, durante una reunión con referentes de empresas petroleras, el subsecretario de Hidrocarburos, Federico Bernal, sorprendió a sus interlocutores privados mencionando esa posibilidad. «La industria debería contratar una terminal flotante de licuefacción de gas para aplanar la curva de producción», afirmó el funcionario según pudo reconstruir este medio.

Problemas puertas adentro

Mientras se definen cambios en la línea técnica la compañía, Pablo González también tiene problemas con algunos de los integrantes de la conducción política de YPF que responde a La Cámpora, la organización que conduce Máximo Kirchner. Pese a que todos se referencian en la vicepresidenta Cristina Kirchner, la relación entre los integrantes de ese espacio no siempre es la mejor.

González, que sigue aspirando a ser candidato a gobernador de Santa Cruz aunque la mayoría de las encuestas no lo ubican entre los favoritos de la ciudadanía, ya tuvo varios cortocircuitos con Santiago Carreras, director de Relaciones Institucionales de YPF y segundo en el área de Asuntos Públicos detrás de Santiago ‘Patucho’ Álvarez.

Carreras, ex diputado provincial y con aceitados vínculos con el mundo del fútbol —fue quien negoció el contrato publicitario que unió a Lionel Messi con la petrolera—, destina buena parte de su tiempo a una agenda política y vinculada a los negocios que poco tiene que ver con YPF.

Santiago Carreras lleva la relación con la AFA y maneja la pauta publicitaria de YPF en espacios deportivos.

Aunque en el organigrama se ubica por debajo de González, en los hechos reporta directamente al líder de La Cámpora y ya desairó varias veces al presidente de la petrolera. Tanto que el santacruceño pidió a Máximo Kirchner que lo desplacen del cargo.

Rústico y prepotente en el trato personal, Carreras protagonizó conflictos dentro y fuera de la compañía. Uno de los más recordados transcurrió el año pasado en el piso 32 de la torre de Puerto Madero cuando casi termina a los golpes con uno de los hijos de Julián Matamala, secretario del gremio petrolero de Mendoza. Otros sindicalistas presenten en la reunión debieron separarlos. Desde YPF negaron que la relación de González con Carreras esté rota. “Tienen una relación excelente”, indicó otro integrante de la conducción política, aunque cuatro fuentes sin contacto entre sí indicaron lo contrario.

La entrada YPF aumentó un 8,5% el precio de las naftas y define nuevos cambios en su estructura gerencial se publicó primero en EconoJournal.

, [#item_author]

energiaestrategica.com, Informacion, Información de Mercado

Puerto Rico publica borradores de ofertas para su segunda licitación de renovables y almacenamiento

Puerto Rico refuerza las reglas del juego para su segunda convocatoria a Solicitudes de Propuestas (RFP) de proyectos de energías renovables, almacenamiento y Virtual Power Plants (VPP).

Para ayudar a los desarrolladores a prepararse para ofertar en el “Tranche 2”, el Coordinador Independiente (Accion Group) proporcionó un borrador del formulario de oferta en línea que se utilizará en este mecanismo.

Así lo hizo tras pedido del Negociado de Energía de Puerto Rico para dotar de mayor claridad al mercado e implementar eficientemente las nuevas medidas.

¿Qué información es requerida? En principio, se requieren precisiones sobre el tipo de propuesta para completar la información del contrato.

Es así que se debe aclarar si la oferta está vinculada a un proyecto Utility Scale o Virtual Power Plant (VPP), el tipo de generación, ya sea INV (Inverter Based Generation) o ROT (Rotating Machine Generation), y tecnología, sea esta biogás, biomasa, geotermia, hidro, eólica, solar térmica,  solar fotovoltaica o solar fotovoltaica con almacenamiento, o almacenamiento independiente.

Luego, se solicitan detalles de los proponentes, información financiera y crediticia, así como el perfil del proyecto, las especificaciones de la instalación generadora, datos sobre interconexión y el precio ofertado por contrato.

Ahora bien, aquel es un borrador que aún debe ser aprobado por el Negociado de Energía de Puerto Rico, por lo que se prevé que sea dentro de las próximas dos semanas hasta que se publique el formulario definitivo.

Workshop Técnico 

Hasta tanto se publiquen los documentos finales, el Coordinador Independiente organiza un seminario web en calidad de taller técnico para aclarar dudas puntuales del “tranche 2”.

Durante el encuentro, LUMA también explicará el proceso y la metodología que utiliza para completar los estudios que realiza en la evaluación de propuestas.

El encuentro será el viernes 26 de agosto de 2022 a las 13 h (AST) y se invita a las partes interesadas a registrarse en la plataforma web oficial:https://prebrfp.accionpower.com/

Según adelantó Accion Group, los que se registren recibirán los detalles de acceso por correo electrónico 24 horas antes del Webinar.

energiaestrategica.com, Informacion, Información de Mercado

Ante los gremios el Gobierno aseguró que Colombia profundizará energías renovables

La semana pasada, la flamante ministra de Minas y Energía, Irene Vélez, se reunió con los principales gremios energéticos.

“Nuestro principal compromiso es que vamos a mantener un diálogo permanente con el sector privado para revisar asuntos que son cruciales en la transición energética”, aseguró la funcionaria ante Andeg, Asocodis, Andesco y Acolgen.

Y recalcó: “Este trabajo en conjunto es fundamental para asegurar que Colombia se convierta en una potencia mundial de la vida, con un sector energético responsable, riguroso y efectivo”.

Un día después de esa reunión, el 20 de agosto, Vélez se reunió con el directorio de SER Colombia. “El esfuerzo que estamos haciendo desde el Gobierno para masificar las energías renovables será integral para que ganemos todos. Definiremos cómo se puede fomentar la industria de manera global de las renovables en nuestro país”, sostuvo la funcionaria.

De este modo, la gestión de Gustavo Petro ratifica la continuidad de trabajo que viene haciendo Colombia para la diversificación energética.

En esa línea, Germán Corredor, director ejecutivo de SER Colombia, plasmó lo que para la entidad es la agenda a abordar: “Puntos como la consulta previa, el fortalecimiento de las instituciones, el acercamiento del sector ambiente al sector eléctrico, agilizar y mitigar riesgos en la conexión de los proyectos y, a eliminación de barreras para el despliegue de proyectos residenciales y comunitarios, entre otros, serán las acciones que nos ayudarán a conseguir estos objetivos”.

Además, Alejandro Lucio, director de la junta directiva, destacó los aportes que se han hecho como gremio, en el desarrollo efectivo de la construcción de la política pública para la incorporación de FNCER en la matriz eléctrica colombiana y otros puntos positivos. También resaltó que, por medio del trabajo conjunto, buscan que esta industria sea el motor de la economía colombiana.

Por otra parte, SER Colombia propuso hacer de La Guajira un ‘hub’ regional de energías renovables, la cual permitirá acelerar este proceso en el país. “Para que este sector sea justo e inclusivo requiere un trabajo articulado entre Gobierno, promotores y comunidades”, indicó Corredor.

Y la Ministra Vélez respaldó: «Este sector es el que el Presidente Petro y su Gobierno quiere impulsar, son ustedes nuestra prioridad y trabajaremos de la mano”.

Miradas

En conclusión, desde SER indicaron que contribuirían a la transición energética aportando: i) conocimiento; ii) experiencia; iii) inversiones de sus asociados; iv) capacidad e trabajo conjunto.

En tanto, la presidenta de Asociación Colombiana de Generadores de Energía Eléctrica (Acolgen), Natalia Gutiérrez, sumó: “Vamos a trabajar en conjunto por esa transición energética justa y estamos haciéndole la apuesta al país y al sector para llevar beneficios a todos los colombianos”.

De otro lado, el director ejecutivo de Andesco, Camilo Sánchez, habló de la importancia del trabajo conjunto entre empresas públicas, privadas, mixtas, el Gobierno y la región para el beneficio de las comunidades y el fortalecimiento del sector.

Otro aspecto relevante que se trató en la reunión fue el comportamiento de las tarifas de servicios públicos en algunas regiones del país, un tema que fue tratado en el marco de esta reunión y que hace parte de las prioridades a revisar por la Ministra y este Gobierno.

“Desde el Gobierno hemos escuchado las inquietudes de los alcaldes y de la ciudadanía en general por los elevados costos de las tarifas de energía en algunas zonas del país. Estamos analizando los procesos y formas en las que se calculan las tarifas, con el fin de lograr precios justos y asequibles para todos los colombianos”, concluyó la ministra Vélez.

energiaestrategica.com, Informacion, Información de Mercado

Plazo límite para acceder a la reunión exclusiva de la licitación a largo plazo de Guatemala

Este lunes 22 de agosto es la fecha límite para que stakeholders confirmen su participación en la próxima reunión informativa sobre la Licitación Abierta PEG-4. 

Aquellos interesados en reservar un lugar para asistir deberán dirigirse de manera formal a la Junta de Licitación, mediante los correos electrónicos: dcarranza@energuate.com y jfigueroa@eegsa.net

Según adelantaron las distribuidoras Energuate y EEGSA, la reunión se llevará a cabo el día martes 30 de agosto de 2022 en modalidad híbrida, siendo el Hotel Real Intercontinental de Guatemala el escenario elegido para el intercambio en persona.

Dicho encuentro tendrá carácter exclusivo en su modalidad presencial. Al respecto, las distribuidoras aclararon que solo 2 representantes por empresa podrán asistir de manera presencial al salón reservado para tal fin.

Por otro lado, se recomienda a aquellos que requieran acceder a la transmisión en vivo en modalidad a distancia que también expresen su voluntad de asistir a los correos vinculados a la Junta de Licitación.

Reglas y Contratos en juego 

Si bien para adquirir las bases de Licitación Abierta PEG-4 se deberá pagar la cantidad de USD 10000, exceptuando los generadores distribuidos renovables quienes podrán acceder a los documentos por USD 3000, la Comisión Nacional de Energía Eléctrica (CNEE) adelantó las características principales mediante los Términos de Referencia y aprobación de Bases de Licitación.

En aquellos documentos aprobados en las resoluciones CNEE-267-2021 y CNEE-118-2022, se indica que el objeto de este mecanismo es contratar potencia y energía eléctrica para el suministro de los usuarios del servicio de distribución final de distribuidoras de electricidad en Guatemala.

De allí que estén a cargo del proceso las empresas: Distribuidora de Electricidad de Occidente, Distribuidora de Electricidad de Oriente, y Empresa Eléctrica de Guatemala.

Aquellas ofrecerán contratos en dólares y por 15 años para cubrir el suministro a partir del 1 de mayo de 2026, el 1 de mayo del 2027 o el 1 de mayo del 2028, dependiendo el tipo de generadora y oferta que realice.

En líneas generales, se competirá por 235 MW bajo la premisa de que al menos el 50% de lo adjudicado sea a generación proveniente de tecnologías renovables.

Ahora bien, existen algunas particularidades de cuotas de participación dependiendo la oferta y el tipo de contrato. En detalle, los que podrán acceder los adjudicados serían: Contrato por Diferencias con Curva de Carga, el Contrato de Opción de Compra de Energía y/o Contrato de Energía Generada.

energiaestrategica.com, Informacion, Información de Mercado

Brasil asienta las bases del marco regulatorio para la exploración de energía renovable offshore

La Comisión de Servicios de Infraestructura (CI) del Senado de Brasil aprobó el proyecto de ley que busca regular la exploración y el desarrollo de la generación de energía offshore, ya sea eólica, solar o mareomotriz, tanto en el mar como en cualquier “cuerpo hídrico interno”, como por ejemplo, un lago. 

La iniciativa que fue presentada el año pasado deberá pasar por la Cámara de Diputados, con tal de definir las reglas para el aprovechamiento de dichas fuentes de generación. Aunque de este modo, ya se sientan las bases del marco legal que permita aprovechar el potencial energético en dicha materia. 

Elbia Gannoum, presidenta de la Asociación Brasileña de Energía Eólica (ABEEólica), fue consultada sobre dicho tema durante un evento virtual y aseguró que “con ello se está preparando el mercado para la entrada de los parques eólicos offshore”.

“Además, tenemos un decreto del Ministerio de Minas y Energía del país que, en dos o tres semanas, brindará una ordenanza que indicará las principales reglas para hacer uso del mar”, agregó. 

Es decir, ello aportará las primeras directrices para que un inversor posea la titularidad de la región fuera de la costa y pueda llevar a cabo sus estudios ambientales y sus proyectos renovables en aguas jurisdiccionales de Brasil. 

“Los mismos tardan de dos a tres años, pero pronto estarán listos para hacer sus contratos. Y de este modo, Brasil está corriendo para ajustar su aparato regulatorio”, manifestó la máxima autoridad de la entidad fundada en 2002. 

¿De cuántos proyectos se habla? Según el Instituto Brasileño de Medio Ambiente y Recursos Naturales Renovables (IBAMA), el país cuenta con 66 emprendimientos eólicos offshore en proceso de licenciamiento ambiental, que acumulan 169441 MW de potencia en exactamente 11571 aerogeneradores. 

Lo que significa que, desde la anterior actualización de IBAMA a la más reciente dada en agosto de este año, se sumaron 12 proyectos y 36,1 GW de capacidad. 

A ello se debe agregar que, durante la COP26, desde ABEEólica le confirmaron a Energía Estratégica que trabajan en una licitación de energía eólica fuera de la costa para el próximo año, dada la magnitud del interés existente. 

El rol en la matriz eléctrica

Brasil posee 812 parques eólicos onshore (más de 9200 aerogeneradores) y poco más de 22 GW instalados a lo largo de doce estados del país, siendo la segunda fuente de generación con mayor capacidad operativa de la matriz eléctrica (12%), sólo por detrás de las centrales hidroeléctricas (56,1% con 103 GW). 

Y se estima que este año volverá a ser récord, ya que se prevé terminar el 2022 con alrededor de 27 GW instalados, lo que significa un incremento de más de 5 GW a comparación del año pasado, principalmente por el crecimiento del mercado libre.

energiaestrategica.com, Informacion, Información de Mercado

EPEC lanzó una licitación para sistemas solares aislados en Córdoba

La Empresa Provincial de Energía de Córdoba (EPEC) lanzó una licitación pública para realizar doce instalaciones fotovoltaicas aisladas de la red de distribución, en los parajes de Las Jarillas y El Retamo, al oeste de la provincia, en el límite con La Rioja. 

Para ello se destinará un presupuesto oficial $58.980.846,82 (IVA incluido) y el alcance de la contratación incluye el diseño e ingeniería, provisión de todo el equipamiento (principal y auxiliar), trabajos de montaje, pruebas, ensayos de funcionamiento, y puesta en marcha de los sistemas que beneficiarán veintisiete viviendas de la zona. 

Los mismos se dividirán en seis mini redes fotovoltaicas (MRFV) y otras seis instalaciones individuales por hogar (ISFV), que incluirán tanto el equipo de generación como así también bancos de baterías para el almacenamiento de energía. 

La potencia total será determinada según el planteo general de las mini redes por parte del oferente. Se toma un escenario base estandarizando en dos potencias: diez inversores de 5 kW (50 kW total) para las mini redes, y seis inversores de 2 kW (12 kW total) para las instalaciones individuales. 

Por lo que el total de la potencia en inversores deberá tener ser de, mínimamente, 62 kW para toda la provisión estipulada en la licitación. 

Mientras que las baterías deberán ser de plomo ciclo profundo, gel (tipo AGM) u otra tecnología de plomo similar, que cumpla con el requisito de que sea libre de mantenimiento. 

Asimismo, dichos sistemas deberán almacenar, al menos 10 kWh, por cada instalación individual y su equivalente en las mini redes, dado que deberá garantizar dos días de autonomía para la profundidad de descarga de las baterías propuestas.

A ello se debe agregar la entrega de heladeras eléctricas con freezer de tecnología inverter para cada una de las casas de familia, las cuales estarán alimentadas de energía por los propios sistemas renovables instalados, lo que permitirá reemplazar el consumo de gas en los parajes. 

“Llegamos a un punto que, por las distancias de las redes tradicionales de media tensión, requiere una tipología de obra mucho más costosa que resulta económicamente improductiva. Por lo que, en base a la conformación de su ubicación geográfica, nos permitió incorporar el concepto de mini redes”, aseguró Marcos Fey, jefe de Unidad Asesora de Gestión Pública y Energía Digna, en conversación con Energía Estratégica

“Y si sale bien esto, es muy viable y factible implementar esta iniciativa en otros parajes o regiones de Córdoba. Ya que todavía hay zonas por abarcar y allí sería susceptible, al menos, analizar esta forma de generación para su suministro energético”, amplió. 

¿Hasta cuándo se podrán presentar las propuestas? El plazo máximo para la presentación de ofertas es el viernes 2 de septiembre, mientras que la apertura de sobres se llevará a cabo a las 13 horas del día lunes 5 de dicho mes.  

energiaestrategica.com, Informacion, Información de Mercado

Comercializadores de Chile piden por un sistema «a la española» pero con mejoras

La crisis energética europea tiene a sus ciudadanos prácticamente apagando la luz y fijando sus aires acondicionados en 27 °C. Esta situación “se podría revertir a mediano y largo plazo acelerando la transición energética que requiere enormes inversiones del sector privado para electrificar la economía y descarbonizar el sector eléctrico”, indicó el Dr. David Robinson, Senior Research Fellow en Oxford Institute for Energy Studies (OIES).

En el contexto del Diálogo ACEN “Crisis del gas en Europa: impacto sobre la comercialización de energía”, el especialista agregó: “Sin embargo, para fomentar esta inversión, hacen falta cambios importantes en el diseño de los mercados eléctricos y en el marco del sector energético, en particular, para conseguir el apoyo y participación de los consumidores-ciudadanos”.

¿Cómo se acelera la transición energética? De acuerdo con Robinson, se debe acordar un nuevo diseño de mercado que garantice la seguridad del suministro eléctrico descarbonizado, evite intervenciones gubernamentales en el sector eléctrico que retrasan la transición y aumentan sus costos, y promueva el apoyo activo de los consumidores y la participación en los mercados de electricidad.

En este último punto, se requiere “empoderar a los consumidores para que puedan beneficiarse de participar en los mercados”, sostuvo.

Cuando los consumidores tienen la alternativa física de consumir su propia energía y hasta de desconectarse si el sistema es muy caro, continuó Robinson, no tienen el mismo poder que antes.

“Justamente el papel del comercializador nuevo es ayudar al consumidor a ser un actor, a ser competitivo porque si intentan subir los precios habrá competidores que ofrezcan algo más barato”, enfatizó.

Y observó: “Los consumidores también van a estar buscando contratos más a medio plazo para estar fijando sus costos y para no depender tanto de la volatilidad de los mercados mayoristas. En mi opinión, estamos en una situación en que suponer que habrá inversiones sin cambiar el diseño del mercado no creo que sea correcto”.

De acuerdo con el investigador del OIES, el monopolio de distribución y la comercialización no tienen los mismos incentivos.

Explicó: “Mientras el primero prefiere que los consumidores no estén activos y que solo paguen la cuenta, los comercializadores y agregadores apuestan porque el consumidor final sea activo a través de sus contratos no solo en la compra de energía, pero también en la venta de energía y de servicios complementarios en los mercados de congestión, de capacidad, de energía, etc”.

“Para que eso sea así, no solo los comercializadores deben tener acceso a estos consumidores pequeños, sino que también saber cómo agregarlos. Eso requiere que existan mercados donde tanto los consumidores como los comercializadores o agregadores puedan vender los servicios”, propuso.

Estimó que en el futuro tanto en la Unión Europea como en Gran Bretaña “y por qué no en Chile, el desarrollo de la comercialización, la agregación o comunidades energéticas a nivel local van a ser fundamentales”.

“Sería algo que falta ahora y que va a tener un impacto importante en los consumidores, no solo algunos beneficios para ellos o para el sistema, pero también para la transición energética”, cerró Robinson.

Quiebra de comercializadores en España

Por otro lado, Raúl Fernández, Director General Negocio Gas Natural en Factor Energía, la quiebra de algunas comercializadoras españolas se ha debido a la combinación letal de tres elementos que incluyen retrasos en los pagos, estrés en los flujos de caja y ausencia de coberturas.

“Estamos viendo un goteo cada mes de comercializadoras que no pueden resistir esos precios, pero especialmente lo más duro para ellas es el tema del working capital”, puntualizó el especialista.

Y explicó: “Si antes has comprado la energía a 20 €/MWh y la energía la compras semanalmente, qué ocurre, si el precio se pone a 100, la energía que tú tienes que comprar se multiplica por 5, es decir, la energía que tú tienes que financiarle al cliente que le facturas al cabo de 1 mes y medio se multiplica por 5”.

“Entonces si no tienes un pulmón financiero muy fuerte, te vas a la bancarrota simplemente porque no puedes financiar tus compras en el mercado. Esto ha provocado la quiebra de comercializadoras rentables y aquellas que no habían hecho sus deberes que no tenían las coberturas”, precisó.

Según Fernández, la competencia es súper buena y lo que han traído las energías renovables es un empoderamiento del consumidor especialmente en el autoconsumo, “eso es la gran revolución”, destacó.

“La transición energética debe evitar que en el mercado de la generación, especialmente en el eléctrico, haya una componente oligopolística que precisamente va en contra de esa competencia y que un factor, el autoconsumo, puede reducirlo”, aseveró.

Y concluyó: “Al final si todo va bien, la transición energética acaba con la fusión nuclear, es decir, las renovables y las fósiles acaban en un elemento que es la fusión nuclear y se evitarían estos serios problemas que estamos teniendo ahora”.

energiaestrategica.com, Informacion, Información de Mercado

AMLO busca ligar el plan de energías renovables de Sonora con Estados Unidos

“Vamos a integrar más a Sonora con el norte, con los vecinos de Estados Unidos, desde luego con respeto a nuestra soberanía, pero sí se va a buscar que se integre más Sonora a la economía estadunidense a través del tratado comercial, y esto va a significar la llegada de más inversión para la creación de empresas, y si hay inversión hay empleos, y si hay empleos hay bienestar, y si hay bienestar hay paz social. Ese es el plan”, enfatizó el jefe del Ejecutivo federal.

Ante los presidentes municipales de nueve ayuntamientos de Sonora y cuatro de Chihuahua, que integran toda esta franja serrana y el gobernador sonorense, Alfonso Durazo, el presidente delineó el plan energético:

“Vamos a trabajar en todo lo que es la generación de energía eléctrica con plantas solares, lo mismo que estamos haciendo en (Puerto) Peñasco, pero no sólo una plana, sino con cinco para tener energía eléctrica renovable”.

Agregó que se aprovecharán las reservas de litio que hay en el estado, en particular para dirigirlas a la industria automotriz, ya que este metal alcalino es fundamental para fabricar baterías de los vehículos eléctricos.

Aunado a ello, se trabaja en la modernización del Puerto de Guaymas, se mejorará la infraestructura de las carreteras -en particular la que conecta ambos estados desde esta zona-, y se ha emprendido la modernización de los puntos aduaneros a fin de facilitar los pasos en la frontera con Estados Unidos.

“Hay una inversión importante para Nogales, Agua Prieta para San Luis Río Colorado, Sonorita “.

Se comprometió con los 13 municipios y con decenas de personas que se dieron cita en la plaza municipal de Rosario a sumar esfuerzos y hacer a un lado las banderas partidistas en beneficio del pueblo.

De ahí que los Programas del Bienestar continuarán en esta región de la sierra, incluido el programa para la entrega de fertilizantes gratuitos que en todo el país beneficiará a 2 millones de pequeños productores.

En ese sentido destacó una vez más la necesidad que el país produzca lo que consume en materia alimentaria y en energéticos. En este segundo punto, insistió que su gobierno ha rehabilitado las refinerías del país, construyó Dos Bocas y compró la de Dear Park, e inclusive “nos faltó un poco más de atrevimiento, era para no comprar sólo una, sino unas tres o cinco”, dijo.

energiaestrategica.com, Informacion, Información de Mercado

Se reactivó el gigante: China invirtió USD 11.400 millones en renovables entre enero y julio

La inversión total por parte de estas empresas en proyectos de ingeniería energética ascendió a 260.000 millones de yuanes durante el citado periodo, lo que supone un aumento interanual del 16,8 %, mientras que la inversión en proyectos de redes eléctricas aumentó un 10,4 % interanual hasta los 223.900 millones de yuanes.

A finales de julio, la capacidad total instalada de generación de energía de China era de unos 2.460 millones de kilovatios, un aumento del 8 % respecto a doce meses atrás.

Mega proyecto H2

Sinopec (China Petroleum & Chemical Corporation) planea producir 20.000 toneladas de hidrógeno verde al año una vez que la instalación esté terminada, mientras que la reducción prevista de las emisiones de CO2 es de unas 485.000 toneladas al año.

La construcción de la planta, situada en la región noroccidental de Xinjiang, costará unos 470,8 millones de dólares y los paneles solares ocuparán una superficie de más de 630 hectáreas.

El coste de la producción de hidrógeno en ella será de sólo 2,67 dólares por kilogramo, según informan los medios de comunicación chinos.

El gigante energético estatal anunció anteriormente que el proyecto abarcaría todo el proceso de producción y utilización de hidrógeno verde, desde la generación de energía solar, la transformación, la producción electrolítica, el almacenamiento y el transporte.

La instalación incluirá la planta de energía solar de 300 MW, una planta de producción de hidrógeno por electrólisis del agua, tanques de almacenamiento de hidrógeno y una tubería de hidrógeno, según informes anteriores.

El hidrógeno producido en la futura planta se suministrará a la vecina refinería de petróleo de Sinopec Tahe para sustituir al hidrógeno procedente del gas natural.

energiaynegocios.com.ar, Informacion, Información de Mercado

YPF ajustó 7,5 % promedio país los precios de sus naftas y gasoils

Los precios de las naftas y gasoils que comercializa YPF en las estaciones de servicio de esa marca subieron 7,5 por ciento, promedio país, desde el primer minuto del domingo 21 “en función de la evolución de las variables que inciden en la formación de los precios de los combustibles”, comunicó la principal operadora del mercado local.

Con esta suba los nuevos precios de referencia al público en estaciones de servicio YPF ubicadas en la CABA son de $ 130,50 (antes $ 120,30) para el litro de nafta súper; $ 159,80 (antes $ 147,30) para la nafta Infina (premium); $ 135,70 (antes $ 128,10) para el diesel 500 (común), y de $ 185,50 (antes $ 175) para el Infinia Diesel.

Los precios de las naftas no se modificaban desde el 9 de mayo, pero desde esa fecha si hubo otras actualizaciones en los gasoils debido a las mayores necesidades de importación de este combustible por la alta demanda local (principalmente del Agro), en un contexto de fuertes subas en las cotizaciones internacionales de los hidrocarburos.

La petrolera de mayoría accionaria estatal puntualizó al respecto que “continuaremos monitoreando la evolución de las variables que inciden en la formación de precios, teniendo siempre en consideración las particularidades del contexto macroeconómico del país y la realidad internacional”.

“YPF continuará realizando sus mayores esfuerzos productivos y logísticos para sostener el abastecimiento en el mercado nacional en un contexto de sostenidos récords históricos de demanda” puntualizó.

Se estima que en las próximas horas otras fuertes operadoras del mercado local, como Shell y Axion, también actualizarán los precios de sus combustibles. Igual actitud adoptarán luego el resto de las marcas.

En los últimos 12 meses, el ajuste de precio acumulado de las naftas de YPF es del 32 % y el del gasoil del 51 % (41,7 % promedio considerando ambos).

El aumento de precios dispuesto por YPF tendrá una mayor incidencia en naftas (promediará 8,5 %) que en gasoil (promediará 6 %), a raíz del mayor tiempo transcurrido desde el último ajuste de precios de las naftas (tres meses y medio) y del aumento del precio del bioetanol durante dicho período (+19 %).

En mayo se dispuso un incremento de la tasa de corte de las naftas con bioetanol, también para compensar parcialmente la fuerte demanda. Del incremento total en naftas, aproximadamente dos puntos corresponden a la compensación por aumento de precio del etanol.

A modo de referencia cabe señalar que la devaluación acumulada del peso en relación al dólar desde el último ajuste de las naftas es de 16%.  Por su parte, el biodiesel o éster metílico de ácidos grasos (FAME por sus siglas en inglés), incrementó su precio en 6,7 % desde el último aumento del gasoil (16/06/22), y la devaluación acumulada es del 10.5 % desde dicha fecha.

Asimismo, YPF implementó una ayuda económica a su red de estaciones de servicio que equivale en promedio a 2 puntos del aumento total de naftas + gasoil dispuesto.

La situación comparada entre los precios internacionales del crudo y los derivados, con los precios locales sigue registrando una importante diferencia, por caso con los países limítrofes.

Esto promueve la salida del combustible hacia esos países y tracciona el consumo por parte de los vehículos de patente extranjera, generando un incremento de la demanda de naftas y gasoil, que en las provincias del Litoral Norte y el NOA supera en 30 % las cifras de 2019.

ecojournal.com.ar, Informacion, Información de Mercado

Mientras que Bolsonaro impulsa la privatizacion del presal, Brasil subasta bloques offshore bajo una nueva modalidad

La Agencia Nacional de Petróleo, Gas Natural y Biocombustibles (ANP) de Brasil puso en marcha la primera subasta de petróleo de presal bajo la modalidad de oferta permanente (OP). Once bloques de petróleo y gas en aguas ultraprofundas serán subastados en diciembre. También será la última subasta de hidrocarburos en el actual mandato del presidente Jair Bolsonaro, que buscará la reelección en octubre y uno de los ejes de su campaña promueve, precisamente, a la privatización del presal.

Es la primera vez que se utilizará la modalidad de oferta permanente en el marco del régimen de producción compartida. ¿En qué consiste esta modalidad? La OP apunta a ofertar de manera continua campos devueltos (o en proceso de devolución) y bloques exploratorios ofertados en licitaciones anteriores pero que no fueron adjudicados o que fueron devueltos a la agencia por las empresas.

Bajo esa modalidad las empresas se inscriben en la subasta e informan con anticipación cuáles son los bloques en los que realizarán ofertas. Petrobras, BP, Chevron, CNODC Brasil, CNOOC, Petronas, Shell y TotalEnergies fueron autorizadas a participar por la ANP.

Según el cronograma del primer Ciclo de Oferta Permanente de Producción Compartida abierto por la ANP el 17 de agosto, las empresas tienen hasta el 10 de octubre para presentar las declaraciones de los bloques que son de su interés. La subasta de los once bloques se realizará el 16 de diciembre.

Régimen de producción compartida

La modalidad de oferta permanente no había sido empleada hasta ahora en las subastas del régimen de producción compartida, uno de los tres sistemas que rigen la exploración y producción de hidrocarburos en Brasil.

El régimen de producción compartida (regime de partilha en Brasil) fue introducido en 2010 para impulsar la participación del Estado en la producción de hidrocarburos en los bloques de presaly otras zonas consideradas estratégicas. La ANP subasta los bloques y los consorcios ganadores deben deben ceder al Estado una parte del excedente de la producción de petróleo y gas. En el proceso de subasta, el criterio de evaluación es qué empresa ofrece al Estado la mayor parte del excedente producido.

El Estado participa en los consorcios ganadores a través de Pré-sal Petróleo S.A. (PPSA), una empresa estatal creada en 2013 para representar los intereses del Estado en los contratos de producción compartida. PPSA recibe la porción de crudo y gas que le corresponde al Estado y es la encargada de venderlo al mercado. Además, Petrobras participa como operador de los bloques adjudicados, con una participación mínima del 30% en muchos casos.

El principal atractivo de los bloques licitados en el régimen de producción compartida es que tienen un riesgo de exploración muy bajo.

Privatización del presal

Pero en la industria y la política del Brasil existen distintas miradas sobre el régimen de producción compartida y la empresa PPSA. El gobierno de Jair Bolsonaro presentó en junio un proyecto de Ley para vender los contratos de producción compartida que están en poder de PPSA.

Por ley, PPSA recibe la porción de petróleo y de gas que le corresponde por los contratos de producción compartida y esta encargada de vender esos volumenes al mercado. Pero los ministerios de Minas y Energía y de Economía consideran que la empresa enfrenta problemas operativos y logísticos que le impiden maximizar los ingresos por la comercialización de esos volúmenes.

PPSA registró un nuevo récord de barriles en mayo de este año. La empresa recibió 26.000 barriles diarios por los contratos de producción compartida. Es más del doble que los 10.100 bpd recibidos en mayo de 2021.

El gobierno estimó que podría recaudar hasta 398.000 millones de reales (cerca de US$ 80.000 millones) por la venta de todos los derechos contractuales de PPSA. Serían ingresos muy superiores a la suma de los ingresos proyectados por la venta de los excedentes en los próximos años: 3700 millones de reales en 2022, 6200 millones en 2023, 10300 millones en 2024 y 19.800 millones en 2025.

La entrada Mientras que Bolsonaro impulsa la privatizacion del presal, Brasil subasta bloques offshore bajo una nueva modalidad se publicó primero en EconoJournal.

, [#item_author]

ecojournal.com.ar, Informacion, Información de Mercado

Tarifa Comahue: la Patagonia reclama pagar menos por la electricidad

(Desde Neuquén). Un reclamo que viene cobrando cada vez más fuerza en la zona Patagónica es la restitución de la Tarifa Comahue, para que contemple el diferencial derivado de la condición de zona productora de energía eléctrica con cualidades y atributos de eficiencia y sustentabilidad ambiental. Se estima que este beneficio implicaría una reducción de la tarifa de entre el 15% y el 40%. El reclamo ya se ha materializado con declaraciones aprobadas en la Legislatura de la provincia de Neuquén, un proyecto ingresado al Congreso de la Nación y hasta una sanción en el Parlamento Patagónico.

A mediados de agosto se desarrolló una sesión en la provincia de Chubut en la cual se respaldó el proyecto impulsado por el vicegobernador neuquino, para reclamar a Nación la restitución de esta tarifa que establecía un diferencial para los usuarios de esta región en compensación por la utilización de sus recursos naturales para proveer de energía a todo el país y que fue eliminada por el gobierno central en la década del 90.

El Parlamento Patagónico sesionó el 16 de agosto en Rawson y luego en la ciudad de Puerto Madryn y contó con la participación de 40 legisladores. Participó el gobernador de Chubut, Mariano Arcioni, y el vicegobernador, Ricardo Sastre. En representación de Neuquén estuvieron presentes seis diputados y diputadas de distintos bloques políticos.

El vicegobernador de Neuquén, Marcos Koopmann, en diálogo con EconoJournal indicó que en la década del ’90 la Tarifa Comahue se eliminó y el kilómetro cero fue llevado a Ezeiza, en la provincia de Buenos Aires. “Nosotros lo que estamos pidiendo es la restitución de ese kilómetro cero, que ha sido histórico con la construcción de las represas de la zona”.

“En 1994 se estableció que los recursos del suelo son propiedad de las provincias, es decir que no sólo teníamos el diferencial de origen con la construcción de las represas, sino que, en vez de debilitar la posición de la provincia de Neuquén, este hecho, la fortalece. Es por eso que solicitamos que ese diferencial de transporte de energía originada en El Chocón, se restituya a las provincias Patagónicas”, expresó.

Represa El Chocón.

Antes de ese cambio, se dice que esta era la única ventaja comparativa real que tenía la zona que, mediante la utilización de sus recursos, naturales, proveía energía eléctrica a todo el país a través del sistema interconectado nacional.

Luego, a partir de la profunda transformación del sistema eléctrico nacional iniciada en 1989 la Tarifa Comahue “fue lisa y llanamente eliminada”. Desde entonces la región productora y proveedora neta de energía eléctrica debe entregarla al sistema interconectado nacional y recomprarla, en el mismo lugar, a un precio varias veces superior, se explicó en los proyectos presentados. Para el vicegobernador neuquino este cambio “favorecería al uso intensivo, es decir, que beneficiaría a los grandes consumidores y a la industria”.

Redistribución de subsidios

“En este esquema también lo que planteamos es una distribución federal de los subsidios”, dijo Koopmann. Y explicó que la provincia de Neuquén es productora de la energía eléctrica que abastece a todo el país y es por ello que es un “derecho tener una tarifa eléctrica diferencial, un justo reconocimiento. Ambas provincias –con Río Negro-  somos las principales aportantes al Sistema Argentino de Interconexión, por eso queremos la restitución de nuestro derecho, en un acto de estricta justicia y federalismo”.

De momento las trabas que se presentan, dijo Koopmann, son netamente políticas: “falta la decisión política del gobierno nacional, así como en su momento se emitió el DNU (Decreto de Necesidad y Urgencia), no una Ley, esto se puede cambiar con un DNU también. Nuestro pedido no es para todo el país, sólo para las provincias patagónicas.

Se pretende, entonces, que ese kilómetro cero se establezca para la región, específicamente en El Chocón, y “el resto de las provincias que lo sigan teniendo en Buenos Aires”.

 “Las distintas cámaras, los sectores industriales, sobre todo los de mayor uso de energía eléctrica intensiva, son los que más apoyo nos han dado, incluso las mismas cooperativas que operan en la provincia. No hemos tenido, hasta ahora, ningún actor que se oponga a esto, sino que nos han apoyado, porque este impulso es algo histórico.  Esto es algo que ya lo teníamos, no es algo antojadizo. Ya estaba la Tarifa Comahue pero una decisión administrativa lo cambió”, dijo el vicegobernador neuquino haciendo foco en el apoyo que ha tenido.

“¿Por qué cambiar este kilómetro cero en detrimento del diferencial para la provincia de Neuquén y la de Río Negro?, se preguntó y respondió: “El río Neuquén y el río Limay siguen estando en el mismo lugar, las represas siguen estando en el mismo lugar, por lo que la generación de energía sigue estando acá”.

Oportunidad del reclamo

Una cuestión a evaluar es el momento del reclamo y por qué no se llevó adelante con anterioridad. Según el zapalino, “la ola privatista en la década de los ’90, nos llevó a tener una mirada muy distinta, hoy vemos que es necesario fortalecer el sector público y privado con eficiencia”.

“El planteo lo hacemos luego de ver lo que provocaron las privatizaciones -dijo- fue un aplazo del desarrollo, llevó a que no circule más el tren, a que tengamos pueblos olvidados”.

En agosto y diciembre del 2023, las concesiones de cinco represas hidroeléctricas en las cuencas de los ríos Limay y Neuquén (El Chocón-Arroyito, Piedra del Águila, Alicurá y el Complejo Cerros Colorados) se vencerán. En este contexto también se considera oportuno el planteo del cambio, si es que no se logra restituir la Tarifa Comahue antes.

“Pienso personalmente que la provincia de Neuquén tiene que tener participación y decisión en la nueva concesión. El dialogo es la construcción, pero la provincia de Neuquén no puede quedar afuera de estas decisiones porque es la dueña de los recursos. Se tiene que compartir esa decisión de qué vamos a hacer con los recursos y qué vamos a hacer con las represas”, dijo.

En lo que va del año, los representantes neuquinos consideran que, en principio ha tenido muy buena aceptación por parte de funcionarios nacionales, “ya que se comparte el interés de que las economías regionales se fortalezcan, y la necesidad de que la Argentina tenga un desarrollo con equilibrio territorial”.

Pasos formales

19 de mayo de 2023 la legislatura neuquina sancionó la declaración N° 3274, impulsada por el vicegobernador Marcos Koopmann, que solicita a Nación la restitución de la Tarifa Comahue en la región, en tanto zona productora de energía.

En el año 2017 ingresó al Congreso de la Nación, un proyecto de ley que fue presentado por diputados del Justicialismo de las provincias de Neuquén, Río Negro, La Pampa, San Juan y Santa Fe. (Expediente 3396-D-2017)

Un poco de historia

El surgimiento y expansión del sector eléctrico en Argentina se debió centralmente a la necesidad de contar con oferta energética para atender el proceso de sustitución de importaciones al que había ingresado el país después de la crisis del 30.

Tal como relatan los proyectos presentados, los sucesivos gobiernos nacionales de ese entonces impulsaron la participación estatal para responder a los desafíos y oportunidades que presentaba el nuevo escenario; lo cual se materializó a través de distintos organismos y empresas públicas.

En el año 1967, el Estado Nacional creó, a través de la Ley N°17.318, Hidroeléctrica Norpatagónica (HIDRONOR), con el fin de emprender la construcción y operación de grandes represas para mejorar las condiciones de abastecimiento energético de nuestro país.

El principal objetivo propuesto fue la construcción del complejo hidroeléctrico El Chocón – Cerros Colorados a efectos de generar energía eléctrica para atender la demanda regional y, en especial, las zonas del Gran Buenos Aires y Litoral. Este fue el primer eslabón de una serie de aprovechamientos hidroeléctricos que con el paso del tiempo dio impulso a otros proyectos y centrales como: Alicura, Piedra del Águila, Pichi Picún Leufú y Arroyito.

Para llevar adelante esta construcción de las represas se fijó la denominada Tarifa Comahue, como una tarifa diferencial para los usuarios de la región en la que se asentaban las represas, siendo ésta la única ventaja comparativa real que se le otorgó a la región que, mediante la utilización de sus recursos naturales, proveía y provee de energía a todo el país.

Así, fue prevista en la Ley nacional 17.574, que creó Hidronor, modificada luego por la Ley nacional 19.955 y el artículo 13 del Convenio de Concesión aprobado por la misma norma, estableció una tarifa denominada Tarifa Comahue, ratificada luego por las Leyes nacionales 20.050 y 23.411 haciéndola extensiva, además del complejo El Chocón-Cerros Colorados, a los complejos Alicopá y Limay Medio.

A partir de la profunda transformación del sistema eléctrico nacional iniciada en 1989 la Tarifa Comahue fue eliminada: la sanción del Decreto 1132 de junio de 1991 hizo que quedara expresamente anulada, pero lo cierto es que antes de la sanción de dicho Decreto, ya era casi inexistente en razón de una metodología tarifaria, perfeccionada mediante distintas normas, con un componente arbitrario a favor del Área Metropolitana Buenos Aires, como zona receptora de la energía barata, en desmedro de las zonas productoras y proveedora de dicho insumo básico para el desarrollo de la vida humana y de cualquier economía.

Desde entonces la región productora y proveedora neta de energía eléctrica debe entregarla al sistema interconectado nacional y recomprarla, en el mismo lugar, a un precio varias veces superior. De esta manera queda perfeccionado un modelo que define como centro de carga del sistema un punto geográfico localizado en la zona GBA (Ezeiza), en tanto la zona generadora tiene tarifas afectadas por costos de transporte y perdidas de energía.

La verdad, ¿es la realidad?

Entre los fundamentos del reclamo se cuestiona que “el modelo no refleja lo que en la realidad ocurre hoy: “La energía generada y consumida en Comahue no viaja efectivamente al centro de cargas Ezeiza, punto geográfico de carga localizado en la zona del Gran Buenos Aires, por lo tanto, no sufre pérdidas, como si ocurre con la energía transportada hasta las zonas consumidoras ubicadas a grandes distancias. Esto clarifica que a la zona generadora se le fijó un modelo tarifario que incluye costos de eventos que no ocurren en los hechos”.

La Tarifa Comahue era una tarifa diferenciada para la provincia de Neuquén: “hoy frente a la discusión por la renovación de las concesiones sobre las represas ubicadas en nuestra región, resulta indispensable lograr precios diferenciados de energía para los habitantes de nuestra provincia, volviendo a tener no un beneficio, sino un precio justo donde no paguemos por un transporte de energía que no se produce, y que ya tuvo la región del Comahue desde que se construyeron las represas hasta comienzos de la década del ‘90, que planteaba que -por ser productores de energía eléctrica-, la provincia del Neuquén tiene que tener un valor diferenciado en su tarifa de luz por ser el emplazamiento natural de las zonas productoras y proveedoras”, explicaron.

La entrada Tarifa Comahue: la Patagonia reclama pagar menos por la electricidad se publicó primero en EconoJournal.

, [#item_author]

ecojournal.com.ar, Informacion, Información de Mercado

Puma renueva 150 estaciones de servicio y relanza sus combustibles premium en 2023

Puma Energy presentó al equipo que la compañía tendrá en la edición del Dakar 2023 que se realizará en Medio Oriente, donde se destaca el corredor argentino Juan Manuel “El Pato” Silva. La competición se disputará entre el 31 de diciembre de 2022 y el 15 de enero de 2023 con una trayectoria que unirá el Mar Rojo con el Golfo Pérsico. La presentación del equipo se realizó en la estación de servicio que la compañía multinacional tiene en Vélez Sarfield 522, al sur de la Ciudad de Buenos Aires. EconoJournal dialogó con Lucas Smart, gerente de Marketing de Puma Energy para la Argentina, que adelantó algunos planes para el 2023.

Estamos proyectando para el año que viene lanzar un producto de mayor calidad, estamos pensando en relanzar el producto premium”, indicó Smart y adelantó también que Puma Energy renovará 150 tiendas de estaciones de servicio en los próximos seis meses. Además, añadió que “desde Puma Energy proyectamos un crecimiento en estaciones en la Argentina para los años que vienen. Seguimos invirtiendo y creyendo en el país”.

Sobre el consumo de combustibles en el mercado local, Lucas Smart señaló que “en comparación con 2019, prepandemia, este año estamos crecido entre un 10 y 15 por ciento en las ventas. Este 2022 está siendo un año espectacular para Puma Energy”.

Por último, destacó también que “es muy importante para nosotros participar del Dakar, la competición más exigente del mundo. Nuestros productos, tanto combustibles como lubricantes, son de altísima calidad y se diferencia del resto porque lo hacemos en todo el mundo”. Y concluyó: “la compañía no sólo está participando en el Dakar, si no en el automovilismo, como en el Turismo Carretera y en el TC 2000”.

Puma Energy Rally Team

Por segundo año consecutivo Puma Energy participará del Dakar. Debutó el año pasado en la competencia más dura del mundo y ahora participará en la edición 45ª con una tripulación reforzada con experimentados pilotos que podrán a prueba todo su potencial en las 15 etapas de la competencia que se desarrollará en Arabia Saudita.

El Rally Dakar se disputará entre el 31 de diciembre de 2022 y el 15 de enero de 2023 con una trayectoria que unirá el Mar Rojo con el Golfo Pérsico. Para esta desafiante travesía, Puma Energy contará con un equipo de gran trayectoria: Juan Manuel “El Pato” Silva de Argentina, Andrea Lafarja de Paraguay y Francisco Arredondo de Guatemala serán las tres tripulaciones latinoamericanas que asumirán el gran desafío de vencer el desierto llevando en la sangre el espíritu y la garra que caracteriza a la marca.

En esta edición del Dakar, los pilotos del Puma Energy Rally Team se presentarán con los siguientes vehículos: Pato Silva en un UTV Can Am modelo Maverick X3 de FN Speed, Andrea Lafarja estará al volante de una Toyota Hilux V8 T1 de Overdrive Racing y Arredondo en una KTM 450 Rally de Vas Team.

Para prepararse para la competencia este equipo de pilotos realizará previo al Rally Dakar un exhaustivo entrenamiento en las dunas de Marruecos. Desde Puma Energy indicaron que “es un gran orgullo estar por segunda vez participando de este evento internacional y de trascendencia deportiva. Al igual que competir en el Rally Dakar con un equipo excepcional con pilotos tan consagrados”.

Los pilotos contaron la importancia de este desafío: “es un equipo soñado para todos nosotros”, sostuvo Andrea Lafarja. El guatemalteco Francisco Arredondo aseguró que «nos venimos preparando con tiempo y vamos camino a una excelente carrera, con una ruta excepcional». En tanto, el Pato Silva señaló: «los invito a ser parte de esta aventura y hacer fuerza por este equipo». Durante el evento estuvieron presentes los pilotos Juan Angel “Colo” Rosso y Facundo Ardusso, quien integra el equipo de TC del Puma Energy Honda Racing Team.

Puma Energy es una compañía petrolera global integrada de refinación, transporte, almacenamiento y distribución que opera en 46 países. Es propietaria de 100 terminales de abastecimiento, más de 3.000 estaciones de servicio y está presente en 80 aeropuertos alrededor del mundo. En Argentina produce combustibles y lubricantes y cuenta con más de 400 estaciones de servicio, una refinería en Bahía Blanca, una terminal en la localidad de Campana, una planta de lubricantes en Avellaneda y más de 50 agroservicios en los principales puntos de la zona productiva de la Argentina.

La entrada Puma renueva 150 estaciones de servicio y relanza sus combustibles premium en 2023 se publicó primero en EconoJournal.

, [#item_author]

energiaynegocios.com.ar, Informacion, Información de Mercado

Se integró la Mesa Petrolera para proveer gas al GPNK a partir del invierno de 2023

La Secretaria de Energía de la Nación, Flavia Royón, se reunió (viernes 19) con los productores de hidrocarburos para conformar una mesa de trabajo con vistas al llenado del Gasoducto Presidente Néstor Kirchner (GNPK), cuya entrada en operaciones se proyectó para el invierno de 2023. “De esta manera se procura garantizar el abastecimiento de gas a precios razonables y disminuir las importaciones de combustibles”, indicó Energía. 

El encuentro se realizó en el marco de los anuncios efectuados por el Ministro de Economía, Sergio Massa, durante la reciente edición patagónica de la Argentina Oil & Gas (AOG Patagonia 2022). 

De la reunión para activar la mesa petrolera participó el Subsecretario de Hidrocarburos, Federico Bernal, y el objetivo es trabajar en conjunto, consensuando con las empresas petroleras los mejores esquemas de inversión, producción y comercialización del gas natural que permitan aumentar la producción del recurso a ser transportado por dicho ducto troncal cuya construcción se iniciará proximamente. 

El Estado Nacional está realizando una inversión millonaria en el Gasoducto Presidente Néstor Kirchner que resulta estratégico para que la industria de nuestro país disponga de todo el gas que necesita y además va a posibilitar cuanto antes la exportación de este insumo a nivel regional. 

La mesa de trabajo se propone una frecuencia semanal de reuniones de equipos técnicos de la Secretaría, de la estatal Energía Argentina (ENARSA) -responsable de la construcción del ducto- , y de las empresas petroleras. Se prevé el próximo encuentro para el viernes 26 de agosto en la provincia de Neuquén. 

Participaron del encuentro en Energía: el Presidente de YPF, Pablo Gonzalez; el Presidente y CEO de Tecpetrol,  Ricardo Markous; el Presidente de Total Energies,  Javier Rielo, el CEO de Total Energies, Humberto Benedetti; el CEO de Pampa Energía, Gustavo Mariani; el Director Ejecutivo de Pampa Energía, Horacio Turri; el Gerente General de Pluspetrol, German Macchi; por PAE, el Gerente de Gas y Electricidad, Favio Jeambeaut y el Gerente RI de PAE, Gaston Malbos; el Presidente de CGC, Hugo Eurnekian, y el Director Comercial de CGC, Emilio Nadra.

El Gasoducto Presidente Néstor Kirchner  -y sus obras complementarias- es una proyecto de infraestructura energética de extrema importancia para el país. Expandirá su sistema de transporte de gas natural y lo dotará de mayores niveles de confiabilidad, seguridad y eficiencia, posibilitando evacuar la producción incremental desde Vaca Muerta a los principales centros de consumo del país, y a nivel regional.

Informacion

Situacion Energética 2022

¿CUÁL ES LA SITUACIÓN ENERGÉTICA PARA EL CIERRE DEL 2022?

El precio monómico ha ido evolucionando a lo largo de los años esperando que este año cierre en 92usd/Mwh según la proyección estimativa que lanzo Cammesa.

El 2022 se destaca por un incremento muy significativo de los costos del mercado eléctrico mayorista a causa que existe una mayor utilización del fuel oil y gas oil; también por el aumento de precios de GNL y combustibles líquidos; y el tercer y último factor es la continuidad de la sequía proveniente del 2021 en los primeros cuatro meses del año, esperando que a partir de julio la hidrología sea media.

Situacod.,df.dsafdsfndsf

Imrpesionnanana

I am text block. Click edit button to change this text. Lorem ipsum dolor sit amet, consectetur adipiscing elit. Ut elit tellus, luctus nec ullamcorper mattis, pulvinar dapibus leo.

I am text block. Click edit button to change this text. Lorem ipsum dolor sit amet, consectetur adipiscing elit. Ut elit tellus, luctus nec ullamcorper mattis, pulvinar dapibus leo.

energiaynegocios.com.ar, Informacion, Información de Mercado

El nuevo auge de la producción de petróleo y gas en la Argentina

Por Juan Rosbaco, Director de Especialización en Producción del Petróleo y Gas y de la Especialización en Economía del Petróleo y del Gas Natural del ITBA

Dado el incremento en el ritmo de perforación en Vaca Muerta, se anunció que la producción no convencional de petróleo y gas fue la más alta de la historia. En la actualidad, Vaca Muerta es el actor principal de los yacimientos no convencionales y el único en shale en la Argentina. En este contexto, cabe preguntarse: ¿cómo puede el país asegurarse el éxito productivo?

Vaca Muerta influye positivamente, tanto en la economía, como en la industria de Argentina; sin embargo, para que el impacto sea mucho mayor, se debe mejorar el sistema de transporte de gas (ductos en el corto plazo – apurar la implementación del gasoducto Néstor Kirchner); y para ser un gran exportador, se deben construir centrales de licuefacción de este recurso.

Las reservas de petróleo de la Argentina se mantienen estables desde el año 1970, lo que supone que aproximadamente se incorporan volúmenes similares a los que se consumen. No obstante, puede haber un incremento con Vaca Muerta, pero si no se soluciona el problema transporte no va a ser sustancial. De todas formas, es posible que este incremento permita alcanzar el autoabastecimiento del que estamos cerca y en algunos períodos ya se alcanzó.

Respecto al gas, desde fines de la década del 70 las reservas crecieron enormemente al descubrirse y desarrollarse el yacimiento Loma la Lata. Pero a partir del año 2000 empezaron a caer, al irse agotando este y no aparecer otro yacimiento de esa magnitud y características. Actualmente, la situación reviste gravedad, ya que, nos obliga a importar grandes cantidades de gas, hasta que se finalice con el gasoducto Néstor Kirchner. Vaca Muerta puede suplantar con creces a Loma la Lata, pero hay que conseguir los capitales para construir la infraestructura necesaria y perforar los pozos.

¿Argentina cuenta con los profesionales necesarios para seguir un camino ascendente? La calidad del talento en el país es de primer nivel. En el caso particular de los ingenieros de petróleo graduados son pocos, por este motivo, las empresas toman profesionales de otras ramas de la ingeniería y los capacitan internamente u ofreciéndoles cursar una especialización.

El éxito de la producción no convencional de petróleo y gas de Vaca Muerta está asegurado, y se podría decir que el volumen de petróleo es tal que se torna casi inagotable. Simplemente se necesitan capitales para el desarrollo tanto en pozos como en infraestructura.

ecojournal.com.ar, Informacion, Información de Mercado

Royón recibe a las petroleras para analizar la extensión del Plan Gas y el abastecimiento del Gasoducto Kirchner

La secretaria de Energía, Flavia Royón, convocó para hoy a las 15.30 a referentes del área de gas de las principales petroleras para analizar la extensión del Plan Gas y el abastecimiento del Gasoducto Néstor Kirchner.

El Plan de Promoción de la Producción de Gas Argentino Gas rige durante el período 2020-2024, pero está previsto que pueda ser ampliado un año más por la Secretaría de Energía en función de la evaluación de la situación en el mercado de gas. Ese análisis se debe llevar adelante con anticipación. Por ese motivo, es que se comenzará a analizar el tema. Para los proyectos offshore se contempla un plazo de hasta 8 años debido a las particularidades de ese tipo de emprendimientos.

El otro punto clave está vinculado con la necesidad de garantizar la producción de gas para cuando el Gasoducto Néstor Kirchner esté terminado. Una vez que este listo el primer tramo, a mediados del año próximo, se podrá transportar 11 millones de metros cúbicos más que en la actualidad. Por lo tanto, es necesario incrementar la producción cuánto antes para poder garantizar el fluido.

A su vez, hay que tener en cuenta que el consumo de gas es marcadamente estacional. Lo que requiere pensar alternativas para colocar ese gas adicional durante el verano, cuando la demanda local retrocede significativamente.

Además, la funcionaria abordará otras medidas que anunció el ministro de Economía, Sergio Massa, que se vinculan con el trabajo e inversión de TotalEnergies, Pan American Energy (PAE) y Wintershall Dea en la construcción de Fénix, el proyecto offshore de gas de la cuenca Austral, que permitirá revitalizar la producción.

La entrada Royón recibe a las petroleras para analizar la extensión del Plan Gas y el abastecimiento del Gasoducto Kirchner se publicó primero en EconoJournal.

, [#item_author]

energiaynegocios.com.ar, Informacion, Información de Mercado

Alemania baja el IVA al gas

El gobierno alemán bajará temporalmente el IVA del gas, que pasará a ser del 7% en vez del 19%, con el fin de aliviar el costo de hogares y empresas como consecuencia de la subida de los precios, a la que se sumará desde octubre la nueva tasa fijada para repartir entre los consumidores el encarecimiento del combustible.

En este sentido, el canciller alemán Olaf Scholz sostuvo que el gobierno “no deja a nadie solo en la crisis” y está preparando un tercer paquete de medidas de ayuda que será anunciado en las próximas semanas.

Desde el próximo 1 de octubre, los consumidores alemanes deberán asumir en sus facturas una nueva tasa al gas de 2,419 céntimos de euro por kilovatio hora (KWh) establecida con el fin de repartir entre hogares y empresas el aumento de los costes del combustible, lo que se traducirá en un recargo de unos 480 euros al año por familia.

Recargo por almacenamiento

A este recargo, se sumará otro de 0,059 céntimos por kilovatio hora (kWh) para cubrir los costos de almacenamiento del gas, además de un suplemento por neutralidad de balance de 0,57 céntimos por kWh, según ha anunciado este jueves Trading Hub Europe (THE), el coordinador de área del mercado del gas en Alemania. De este modo, el recargo en la factura del gas para las familias alemanas se espera que supere los 500 euros al año.

Según ha explicado el canciller, la rebaja de la fiscalidad del gas estará en vigor hasta marzo de 2024 o el tiempo que se aplique la nueva tasa del gas, por lo que el alivio final para los consumidores será superior al recargo que implica el nuevo gravamen.

“Al dar este paso, estamos ofreciendo un alivio a los consumidores de gas significativamente mayor que el coste adicional causado por los recargos”, ha defendido el canciller.

En este sentido, la Asociación Federal de Industrias de la Energía y el Agua (BDEW), calcula que la reducción del IVA del gas al 7% implicaría, en función de los precios del combustible, un ahorro anual de entre 378 y 454 euros para una vivienda unifamiliar con un consumo de 20.000 kWh al año, mientras que una vivienda en un bloque de apartamentos y un consumo de 13.333 kWh al año ahorraría entre 252 euros y 303 euros.

ecojournal.com.ar, Informacion, Información de Mercado

Tres gobernadores del norte quieren crear un enclave económico común para los proyectos de litio

Los gobernadores de Jujuy, Gerardo Morales, de Catamarca, Raúl Jalil, y de Salta, Gustavo Sáenz, se reunirán el próximo lunes 22 de agosto para intentar avanzar en acuerdos para fijar políticas comunes en el desarrollo de los proyectos de litio. La idea es funcionar como un enclave regional para esta minería. Uno de los puntos principales que tendrá el encuentro será sobre las diferencias en los aportes adicionales que hacen los proyectos en cada una de las provincias. Se trata de una nueva reunión de la Mesa del Litio o, como le empezaron a decir las provincias, Región Minera de Litio, que se realizará en Jujuy.

Esta instancia fue aprobada por las tres legislaturas para tratar de establecer un esquema conjunto (no en las regalías), ya que hoy tiene regímenes diferentes. Distintas fuentes provinciales consultadas por EconoJournal explicaron que la intención es analizar si se puede fijar una política como Región Minera de Litio para los proyectos, independientemente en qué provincia esté ubicado. Podría ser uno en actual funcionamiento o crear un régimen superador. Se trata de un tema relevante ya que estas tres provincias podrían pasar de exportar litio por US$ 200 millones anuales, como ocurrió en 2021, a vender al exterior por US$ 4.000 millones anuales en seis años.

Esquemas distintos

Las mismas fuentes indicaron que “si apuntamos a que esto sea una región de minería de litio las compañías y las provincias deben tener el mismo esquema y las mismas condiciones”. En la actualidad Jujuy y Catamarca, las únicas dos provincias donde hay proyectos en fase de producción comercial, tienen regímenes distintos. Jujuy participa mediante la empresa estatal provincial Jemse en las sociedades de los proyectos y allí obtiene utilidades. En Sales de Jujuy, el desarrollo en producción comercial, Jemse participa con el 8,5%, la minera australiana Orocobre tiene el 67,5% y Toyota Tsuho el 25% restante.

Mientras que Catamarca captura aportes económicos adicionales en la facturación para obras de infraestructura, pero la provincia no participa societariamente en ningún proyecto de litio. En esta provincia opera comercialmente el Proyecto Fénix, que está en el Salar del Hombre Muerto (Catamarca) y pertenece a las compañías Livent Corporation en un 100% (subsidiaria del grupo estadounidense FMC).

Salta aún no tiene un esquema porque todavía no tiene ningún proyecto en producción, pero la idea es fijar un criterio similar en los tres distritos. Recién a principios de 2024 entrará en producción el desarrollo Centenario – Ratones, operado por la francesa Eramine.

Otra diferencia es que Catamarca recibe y administra los aportes de la responsabilidad social empresaria y en otras provincias lo realiza y ejecuta cada empresa minera. La reunión también trabajará en políticas comunes en las aprobaciones ambientales y se analizará la situación particular que tiene el proyecto Sal de Oro de la compañía coreana Posco, ya que lo comparten Catamarca y Salta y fijaron una “Zona de Cooperación” entre ambas. El megaproyecto demandará US$ 1.700 millones de inversión y entrará en operación a fines de 20223.

Además de los gobernadores, también participarán de la reunión los ministros de Producción y Desarrollo Sustentable de Salta, Martín de los Ríos, de Minería de Catamarca, Marcelo Murúa, y el secretario de Minería e Hidrocarburos de Jujuy, Miguel Soler.

Región Minera de Litio

Hace una semana, Morales, Jalil y Sáenz se reunieron en Salta y ratificaron la creación de la Región Minera de Litio, que ya habían elevado y sancionado en las tres respectivas legislaturas provinciales (Salta por Ley Nº 8.289, Catamarca por Ley Nº 5.756 y Jujuy por Ley Nº6.278). Los gobernadores harán también una comunicación al Congreso Nacional para informarle la creación de esta región sobre el litio, zona argentina del Triángulo del Litio, el área que comparten también Chile y Bolivia, donde se encuentra la reserva más grande del mundo de este mineral.

El próximo paso de la mesa regional tiene que ver con la redacción de un reglamento de funcionamiento del Comité Regional del Litio, que estará finalizado para principios de octubre y que tendrá como objetivo el diseño de políticas comunes para las seis subcomisiones donde participan los equipos técnicos de las tres provincias: Infraestructura; Desarrollo de Proveedores; Regalías y Tributos; Minería, Ambiente y Agua, Ciencia y Tecnología; Educación y Trabajo.

La entrada Tres gobernadores del norte quieren crear un enclave económico común para los proyectos de litio se publicó primero en EconoJournal.

, [#item_author]

Informacion, Información de Mercado, runrunenergetico.com

Rodríguez Larreta: “Tenemos que generar confianza trazando un rumbo que se sostenga en el tiempo”

El Jefe de Gobierno porteño participó del 2022 Latin America Cities Conferences. “El mundo quiere invertir en la Argentina porque en cada provincia hay una oportunidad”, agregó. El jefe de Gobierno porteño, Horacio Rodríguez Larreta, participó este jueves de la 19na edición del Latin America Cities Conferences y dijo: “El mundo quiere invertir en la Argentina porque en cada provincia hay una oportunidad. Tenemos que generar confianza trazando un rumbo que se sostenga en el tiempo”. En esa misma línea, sostuvo: “Es necesario volver a considerar la potencialidad que rodea a las provincias, a sus economías regionales y a sus […]

La entrada Rodríguez Larreta: “Tenemos que generar confianza trazando un rumbo que se sostenga en el tiempo” se publicó primero en RunRún energético.

Informacion, Información de Mercado, runrunenergetico.com

Replicar el ‘Modelo Vaca Muerta’: el plan de empresarios para exportar energía al mundo y generar divisas

Con Bulgheroni de PAE al frente, surgió en el Consejo de las Américas la idea de replicar el modelo de Vaca Muerta para todo el sector energético. Conseguir consensos públicos y privados, que hagan que se impulse el desarrollo de todos los recursos que posee el país. Replicar el ‘Modelo Vaca Muerta’: el plan de empresarios para exportar energía al mundo y generar divisas Una idea quedó resonando en el Consejo de las Américas que se desarrolló hoy en Buenos Aires con la presencia de algunos de los más importantes empresarios del país: es necesario replicar el modelo de Vaca […]

La entrada Replicar el ‘Modelo Vaca Muerta’: el plan de empresarios para exportar energía al mundo y generar divisas se publicó primero en RunRún energético.

Informacion, Información de Mercado, runrunenergetico.com

Cerdá, sobre el proyecto del ‘dólar petróleo’: “En términos económicos y fiscales, requiere un análisis muy estricto”

El ministro de Hidrocarburos de la provincia, Martín Cerdá, se refirió al proyecto del “dólar petróleo” que impulsan legisladores nacionales de Juntos por el Cambio. El ingeniero valoró la iniciativa y destacó el incremento en ingresos por regalías que tendría la provincia si es que la idea prospera. “Vamos a seguir analizando el tema, pero está claro que esto también va a requerir un análisis más exhaustivo para ver la viabilidad de la cartera económica de Nación, porque podría haber algún cuello de botella”, advirtió el ministro. En primer término, Martín Cerdá expresó, respecto al proyecto del ‘dólar petróleo’ que […]

La entrada Cerdá, sobre el proyecto del ‘dólar petróleo’: “En términos económicos y fiscales, requiere un análisis muy estricto” se publicó primero en RunRún energético.

Informacion, Información de Mercado, runrunenergetico.com

Massa se reunira con representantes de países árabes en búsqueda de inversiones

El ministro de Economía mantendrá un encuentro con los embajadores de Qatar, Kuwait, Arabia Saudita y Emiratos Árabes. Quiere afianzar las relaciones bilaterales con distintos países de la región de Medio Oriente. Hoy Sergio Massa mantendría un encuentro al mediodía con los embajadores de Qatar, Kuwait, Arabia Saudita y Emiratos Árabes. El país busca obtener financiamiento para proyectos de infraestructura e inversiones productivas en sectores estratégicos como agroindustria, proteínas, hidrocarburos, industria 4.0, servicios basados en el conocimiento y minerales críticos, entre otros. Es por eso que en el Ministerio de Economía ya están trabajando con el Fondo Saudita para el […]

La entrada Massa se reunira con representantes de países árabes en búsqueda de inversiones se publicó primero en RunRún energético.

Informacion, Información de Mercado, runrunenergetico.com

“La Cuenca del Golfo San Jorge tiene un rol preponderante para el futuro de Chubut y la Argentina”

El senador nacional Nacho Torres y la diputada nacional Ana Clara Romero, de Juntos por el Cambio (JxC), participaron de una reunión con el jefe de gobierno de la Ciudad de Buenos Aires, Horacio Rodríguez Larreta (JxC) y el Secretario General del Sindicato del Petróleo y Gas Privado del Chubut, Jorge “Loma” Ávila. Romero destacó a Larreta como una de las figuras presidenciables de Juntos por el Cambio para las próximas elecciones: “Vamos a ser gobierno, eso implica que es necesario que Horacio conozca nuestras realidades y a nuestros actores, que escuche de primera mano sus demandas e inquietudes y […]

La entrada “La Cuenca del Golfo San Jorge tiene un rol preponderante para el futuro de Chubut y la Argentina” se publicó primero en RunRún energético.

Informacion, Información de Mercado, runrunenergetico.com

Luego de 1 año y 3 meses en septiembre podrían aumentar los combustibles

Aseguran que la postergación sostenida de la actualización en los impuestos a los combustibles, complica cada vez más la mantención del precio en los surtidores. Según el último decreto que regula las variaciones de los impuestos definidos en el mercado de combustibles, a partir del primero de septiembre los precios deberían aumentar por el acomodamiento del componente impositivo. La normativa del Poder Ejecutivo estableció que a partir del primero de septiembre, se implementarían las actualizaciones del impuesto a los combustibles líquidos e impuesto (ICL) al dióxido de carbono (IDL), correspondiente a al primer, segundo, tercer y cuarto trimestres calendario del […]

La entrada Luego de 1 año y 3 meses en septiembre podrían aumentar los combustibles se publicó primero en RunRún energético.

Informacion, Información de Mercado, runrunenergetico.com

Respaldo al proyecto Fénix

La Secretaría de Energía emitió la resolución que incorpora “nuevos proyectos hidrocarburíferos” a los beneficios que otorga el régimen de promoción industrial de Tierra del Fuego. Ello acelerará las inversiones comprometidas en el proyecto Fénix. USHUAIA.- A través de la resolución 625/2022, la Secretaría de Energía dependiente del Ministerio de Economía de la Nación, estableció los parámetros para que un proyecto sea considerado “Nuevo Proyecto Hidrocarburífero”, a los efectos de su encuadramiento en el régimen de la Ley 19.640 y sus normas modificatorias y complementarias. La medida representa un espaldarazo para la concreción del proyecto Fénix de producción de gas […]

La entrada Respaldo al proyecto Fénix se publicó primero en RunRún energético.

Informacion, Información de Mercado, runrunenergetico.com

Cómo la producción neuquina está transformando a la industria petrolera

Vaca Muerta está revolucionando a la industria petrolera argentina, a pesar de las dificultades financieras y de infraestructura que limitan su crecimiento inmediato. Un panel de expertos conversó sobre el presente y futuro de la producción y la actividad en el play neuquino. La producción de gas y petróleo no convencionales transformó a la cuenca neuquina en la principal cuenca productora de hidrocarburos de la Argentina. Una transformación que fue rápida y que obliga a pensar en los desafíos que su crecimiento conlleva para los sectores de upstream y downstream. Sobre estos temas conversó un panel de expertos en la […]

La entrada Cómo la producción neuquina está transformando a la industria petrolera se publicó primero en RunRún energético.

Informacion, Información de Mercado, runrunenergetico.com

Filmus presentó el Plan Nacional de Ciencia, Tecnología e Innovación 2030 ante el Consejo Económico Social

El cierre estuvo a cargo del Presidente Alberto Fernández. El Plan 2030 plasma los ejes centrales de ciencia y tecnología para la próxima década y se presentará oportunamente ante el Congreso de la Nación. El Museo del Bicentenario fue el marco para la presentación del Plan Nacional de Ciencia, Tecnología e Innovación 2030, a cargo del Ministro de Ciencia, Tecnología e Innovación, Daniel Filmus, ante el Consejo Económico y Social (CES). Acompañaron al Ministro, la presidenta del Consejo y secretaria de Asuntos Estratégicos, Mercedes Marcó del Pont, y el secretario de Planeamiento y Políticas en Ciencia, Tecnología e Innovación del […]

La entrada Filmus presentó el Plan Nacional de Ciencia, Tecnología e Innovación 2030 ante el Consejo Económico Social se publicó primero en RunRún energético.

Informacion, Información de Mercado, runrunenergetico.com

Se iniciaron las gestiones para dotar de gas al Parque Industrial Municipal de Gualeguaychú Sustentable

El intendente Piaggio junto con la secretaría de Energía de la provincia, mantuvieron una reunión de trabajo con autoridades de GasNea la empresa concesionaria del servicio en nuestra región Este miércoles el intendente Dr Esteban Martín Piaggio, acompañado por el secretario de Obras y Servicios Públicos, Carlos García y el subdirector de Energía, Martín Cergneux, junto con la secretaria de Energía de la provincia de Entre Ríos, Silvina Guerra, realizaron el pedido de factibilidad para la instalación del servicio de gas natural en el nuevo Parque Industrial Municipal Sustentable a autoridades de la empresa concesionaria GasNea. La obra incluye la […]

La entrada Se iniciaron las gestiones para dotar de gas al Parque Industrial Municipal de Gualeguaychú Sustentable se publicó primero en RunRún energético.

Informacion, Información de Mercado, runrunenergetico.com

La electrólisis de metano puede descarbonizar las importaciones de GNL y GLP, además de cumplir los objetivos climáticos de la UE

Graforce ha desarrollado plantas de electrólisis de metano. Erigidos en terminales de GNL u otros lugares descentralizados, pueden descarbonizar el suministro de energía, ya que el GNL/GLP no se quema, sino que se convierte en hidrógeno y carbono sólido mediante el uso de electricidad verde. Actualmente, la compañía está ampliando sus asociaciones estratégicas para escalar rápidamente su tecnología de hidrógeno en todo el mundo. Con el fin de independizarse de las importaciones de gas natural ruso en 2027, la Unión Europea aumentará las importaciones a corto plazo de gas natural licuado (GNL) o gas licuado de petróleo (GLP) de Estados […]

La entrada La electrólisis de metano puede descarbonizar las importaciones de GNL y GLP, además de cumplir los objetivos climáticos de la UE se publicó primero en RunRún energético.

energiaynegocios.com.ar, Informacion, Información de Mercado

Piden en Alemania que se abra el gasoducto Nord Stream 2

El vicepresidente del Parlamento alemán por el Partido Democrático Libre (FDP), Wolfgang Kubicki, se pronunció a favor de una apertura inmediata del gasoducto Nord Stream 2 como solución temporal de cara al invierno.

“Ahora deberíamos abrir Nord Stream 2 cuanto antes para llenar nuestros depósitos de gas para el invierno”, dijo Kubicki en una entrevista con el grupo mediático RND. “No hay ninguna razón de peso para dejar de abrir el Nord Stream 2”, subrayó.

Hay que asegurar que la gente no pase frío en invierno y que la industria no sufra daños graves, a juicio de Kubicki, debe ser la máxima prioridad para el Gobierno federal.

“El gas del Nord Stream 2 no es diferente al gas del Nord Stream 1. No es más que una tubería”, aseveró el vicepresidente del Parlamento alemán.

Propone almacenarlo y una vez finalizado cerrar nuevamente el gasoducto

El pasado 27 de julio, el grupo ruso Gazprom paró por razones técnicas la segunda turbina en una estación de bombeo de Nord Stream 1 (NS1), lo que redujo el flujo de gas por esa tubería submarina que conecta a Rusia con Alemania hasta un 20% de la capacidad nominal, frente al nivel del 40% que se mantenía desde mediados de junio.

energiaynegocios.com.ar, Informacion, Información de Mercado

2a Cumbre de Energía el 24 y el 25 de agosto de 2022

Únase a la principal plataforma de la industria energética de Argentina, que reúne a gobiernos, IOCs y NOCs

IN-VR se complace en anunciar la segunda edición de la conferencia sobre petróleo, gas y energías renovables respaldada por la industria y el gobierno de Argentina “2nd Argentina Energy Summit 2022”, que tendrá lugar los días 23 y 24 de agosto en Buenos Aires, con el apoyo de la Secretaría de Energía, Camara de Comercio Argentino-China, Britcham, CADER y muchos más.

La cumbre presentará una plataforma única para la creación de redes que reunirá a los operadores actuales y futuros de las industrias del petróleo y el gas y la energía en Argentina y América Latina. Arrojará luz sobre las actualizaciones de la E&P, el desarrollo de un vasto mercado de GNL, los futuros proyectos de infraestructura de gas, las actividades offshore y onshore y la reducción de los costes de producción en Vaca Muerta, además de presentar importantes proyectos de energías renovables y de hidrógeno en todo el país.

Numerosas empresas del sector privado, como YPF Luz, Mitsubishi Power, Rystad Energy, Smart Wires, Plata Energy y muchas más, hablarán de los principales proyectos futuros del país y de las oportunidades de asociación para locales e internacionales.

¿Quiénes participarán en la 2a Cumbre de la Energía de Argentina?

 Flavia Royon, Secretaria de Energia  Omar Gutierrez, Gobernador de Neuquen Martin Mandarano , CEO , YPF Luz Santiago Martinez Tanoira, VP of Power & Gas, YPF Ricardo Rodriguez, Country Chair, Shelly muchos más!

IN-VR: Sobre el organizador

IN-VR es el principal organizador de campañas de comercialización de petróleo y gas respaldadas por los gobiernos en las regiones de América Latina y el Caribe, el Mediterráneo, el Norte de África, los Balcanes y APAC.

Apoyamos a los gobiernos en su camino para convertirse en productores de energía líderes organizando más de 2.200 reuniones B2B y B2G al año, que dan lugar a nuevos contratos y asociaciones en todo el mundo.

Para más información, visite: argentina-summit.com
O póngase en contacto con: mateo@in-vr.co

energiaestrategica.com, Informacion, Información de Mercado

Presentan en México proyecto de ley para aumentar límite de la distribuida hasta 1 MW

La diputada Nayeli Arlen Fernández Cruz, integrante del Grupo Parlamentario del Partido Verde Ecologista de México presentó un proyecto de decreto por el cual se podría ampliar el límite de la generación distribuida de 500 kW a 1 MW. 

Para ello se propone modificar el actual artículo N° 17 de la Ley a la Industria Eléctrica (LIE), por lo que, de aprobarse, las centrales eléctricas con capacidad menor a 1 MW no necesitarían un permiso de la Comisión Reguladora de Energía para generar energía eléctrica en el país. 

La iniciativa surge luego de que en abril de este año se rechazara la reforma eléctrica de López Obrador tras varios foros de debate realizados en la Cámara de Diputados. 

Pero a raíz de eso, la legisladora manifestó en su proyecto de decreto que “aún hay espacios donde se puede actuar en miras de cambiar el estado actual de las cosas a fin de mejorar las condiciones de acceso a electricidad más limpia y barata para un sector más amplio de la población”. 

Asimismo, planteó que, al abrir la posibilidad a la generación de electricidad “suficiente” para cubrir las necesidades de pequeñas comunidades aisladas, “se procura mejorar las condiciones necesarias para el desarrollo social y crecimiento económico de las mismas”. 

“Al respecto, vale la pena retomar la discusión del Foro 22A del Parlamento Abierto de la Reforma Eléctrica en donde se expresó de manera contundente, primero, la realidad que se vive en distintas partes del país, y, segundo, cómo es que la generación distribuida con límites más amplios, pero sin caer en dejar la puerta abierta al abuso como se hizo en el pasado, es parte de las soluciones que se pueden impulsar para cambiar la realidad de miles de mexicanos”, agrega su puesta. 

Justamente el tope actual de la GD en México fue mencionada, en reiteradas ocasiones, como una de las barreras para el desarrollo de las renovables ante la falta de incentivos para la gran escala, bajo el argumento de que aumentar el umbral a motivaría el interés de más actores del mercado. 

“La generación distribuida debería tener una reforma en papel para llegar a tener hasta 5 MW con un producto fast truck. Con ello se debería tener un permitting mucho más ágil para que todas las empresas piensen en ser calificados y ser generadores locales. El mundo va hacia ello”, había dicho Paolo Salerno, managing partner de Salerno y Asociados, meses atrás, antes que se debata la reforma eléctrica. 

Y si bien es cierto que el país ya suma 2031.25 MW en 270506 contratos de interconexión, según los últimos números publicados por la Comisión Reguladora de Energía (segundo semestre 2021), aún está lejos de los 12 GW que posee Brasil en este segmento.

Aunque cabe recordar que en el caso del país sudamericano, permite sistemas de hasta 5 MW y abrió el mercado a través de diversos incentivos y beneficios, a tal punto que acumula más de un millón de instalaciones solares en techos, fachadas y pequeñas parcelas. 

¿Qué opinan los expertos sobre la iniciativa? 

Víctor Ramírez, consultor independiente del sector energético, dialogó con Energía Estratégica y reconoció que “abre posibilidades a la industria que tiene demandas mayores a 500 kW para generar en sitio y bajar sus costos de energía”. 

“Pero de generalizarse sin distinción ni regular adecuadamente, podría llevar a que algunos generadores acaparen la generación en circuitos”, aclaró. 

Y ante la pregunta de qué podría pasar en el Congreso, el especialista apuntó que “es la tercera iniciativa que se presenta en ese sentido (todas rechazadas), pero no parece estar en el interés del grupo mayoritario, aunque es la primera vez que alguien del grupo lo presenta”.

Mientras que otras voces del sector le manifestaron a este portal de noticias que no creen que pase el proyecto de decreto, debido a que la mayoría de las propuestas de Nayeli Arlen Fernández Cruz fueron rechazadas en la Cámara Baja.

energiaestrategica.com, Informacion, Información de Mercado

CAMMESA oficializó a Flavia Royón como presidenta de la entidad

Flavia Royón, tras haber sido nombrada como secretaria de Energía de la Nación, fue ratificada como presidenta y directora titular de la Clase “A” de la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico S.A (CAMMESA). 

Este martes 18 de agosto, a pocos días de asumir la cartera energética argentina y de dar a conocer más detalles de la segmentación de tarifas, la funcionaria salteña oficialmente ya reemplazó a Darío Martínez en CAMMESA. 

Decisión de la Asamblea General que se da en virtud del estatuto de la empresa de gestión privada con propósito público, el cual en su artículo 5to dictamina que “las acciones Clase «A» sólo podrán ser propiedad del Estado Nacional – Ministerio de Energía y Minería de la Nación y/o autoridad que la reemplace o sustituya”. Esto quiere decir que el cargo de presidente lo ocupa siempre la máxima autoridad de Energía. 

“El directorio de CAMMESA tiene directores por todas las asociaciones y por Secretaría de Energía de la Nación. Los de SE son clase A, por defecto los otros serían B. Y lo único que significa es que tienen poder de decisión en caso de empate en una votación”, le explicaron a Energía Estratégica desde la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico S.A.

¿Quiénes son las nuevas autoridades energéticas de Argentina y qué opina el sector renovable?

Asimismo, fue designado Carlos Gonzalo Soriano como Vicepresidente del Directorio, que tendrá dedicación exclusiva en su función; no podrá ser propietario ni tener interés relevante directo ni indirecto, en o con empresas que califiquen como actores del Mercado Eléctrico Mayorista, ni en sus controladas o controlantes. Soriano es contador público nacional y recientemente tuvo un fugaz paso como titular de la Subsecretaría de Planeamiento Energético de la Nación, ya que el tucumano reemplazó a Santiago López Osornio a mediados de julio de este año y dejó el cargo días atrás cuando fue sustituido por Cecilia Garibotti

CAMMESA y las convocatorias de renovables

Cabe recordar que recientemente CAMMESA dio a conocer que dio a conocer que se presentaron más de 14 GW en el llamado a manifestación de interés (MDI) para renovables y almacenamiento de energía del SADI que permitan reemplazar generación forzada con combustibles de alto costo.

Según una síntesis de la información recibida, son exactamente 491 proyectos, que suman un total de 14418 MW en múltiples zonas del país y tecnologías diversas como solar fotovoltaica, eólica, bioenergías, hidroeléctricas y hasta híbridos con almacenamiento o producción de hidrógeno. 

Y la mayoría de solicitudes corresponden a manifestaciones de interés de una capacidad menor a 90 MW, ya que se recibieron 453 MDI que cumplen con ese parámetro y que acumulan 6117 MW.

Además, la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico S.A lleva adelante las convocatorias del Mercado a Término de Energías Renovables (MATER), bajo el cual días atrás dio prioridad de despacho a 244 MW. Mientras que la próxima fecha límite para presentar las solicitudes es el día viernes 30 de septiembre del 2022,

energiaestrategica.com, Informacion, Información de Mercado

Productores de energía renovable alertan sobre la situación de los contratos en Honduras

¿En qué instancia se encuentra la renegociación de contratos?

El plazo para la renegociación de los contratos venció el pasado 13 de julio. Así lo establece la Ley Especial para Garantizar el Servicio de Energía Eléctrica como un bien público de Seguridad Nacional y un Derecho Humano de Naturaleza Económico y Social, aprobada el pasado 16 de mayo por la actual administración.

Las Empresas Generadoras presentaron sus propuestas de renegociación en el tiempo enmarcado por dicha Ley. Sin embargo, el 18 de julio después de la fecha límite para la renegociación las autoridades de la ENEE rechazaron las ofertas presentadas por los generadores.

Posteriormente las autoridades de ENEE convocaron a los generadores para ofrecer a los generadores un precio de referencia de 0.11 centavos de dólar el kWh.

¿Cómo lo recibieron las partes? 

En una buena negociación ambas partes ceden con el objetivo de que ambas partes sigan vivas, se necesitan unas a otras. Es por ello que se sientan a negociar la apertura a buscar mecanismos que permitan que las empresas sigan vivas entregando energía y la ENEE pueda salir adelante de este déficit financiero producto de años de no atender las pérdidas eléctricas es donde se encuentra la solución.

¿Cuál es principal tema de debate continúa en torno a la relación contractual entre la ENEE y generadoras privadas?

El principal tema son los contratos entre ENEE y las Empresas Generadoras en donde el principal objetivo de este ha sido brindar el suministro de energía a la ENEE para que pueda abastecer la demanda, pese a que el objetivo se ha cumplido a los generadores se les adeudan más de 11 facturas de energía y la situación financiera de los proyectos de generación cada vez se vuelve más crítica ya que es insostenible el seguir financiando el déficit de la ENEE.

Como generadores hemos con cumplido con proveer el servicio para el cual fuimos contratados, siempre apegándonos a las disposiciones de los contratos. Por lo que, con 11 facturas adeudadas la situación financiera de los proyectos limita las posibilidades de oferta de los generadores quienes ya tienen una alta carga financiera con sus acreedores y han caído en incumplimientos de pago.

¿Bajar el precio es la solución para «salvar a la ENEE»? 

Es importante mencionar que la incapacidad de pago de la ENEE se debe principalmente a las crecientes pérdidas técnicas y no técnicas, las cuales han empeorado en la última década. Cuando sumamos las pérdidas, el número coincide con el déficit histórico de la ENEE. ¿Qué empresa puede sobrevivir con más de un 30% de pérdidas?

¿Consideran que en el escenario actual un llamado a licitación podría ser contraproducente o favorable para el crecimiento del sector renovable en Honduras?

Para poder obtener la participación exitosa y competitiva de inversionistas locales o extranjeros se debe:

Garantizar la seguridad jurídica a los futuros inversionistas
Garantía de pagos al día para no afectar la viabilidad de los proyectos presentes y futuros
Una regulación clara y objetiva

Para determinar si es favorable o no debemos de preguntarnos ¿Qué de lo anterior se cumple en la actualidad? ¿Se tendrán suficientes ofertas a precios competitivos?

El principal efecto negativo que dejaría que la licitación se declarará desierta o que por emergencia se adjudicarán contratos a precios no competitivos sería que actualmente el país ya cuenta con déficit de generación, razón por la que en algunos lugares ya existen racionamiento y, si consideramos el crecimiento de la demanda actual, en muy poco tiempo podríamos tener un fuerte déficit de generación y la ENEE no sería capaz de abastecer la demanda.

Por otro lado, lo que se busca con licitar es que los ofertantes compitan y sea esta competencia la que determine el precio y no el estado. Honduras necesita de energía para suplir las actividades productivas, educativas y de salud del país. Sin embargo, no se puede obviar qué hay un problema por resolver con las pérdidas técnicas y no técnicas para que ENEE tenga la capacidad de poder capturar la liquidez necesaria para pagar la energía actual y futura.

Desde la AHPEE siempre motivamos a actores del sector publico y privado a cumplir con las disposiciones de la Leyes vigentes que regulan el sector, apoyar las incisivas del gobierno en pro de resolver el déficit financiero, porque es la única manera en la que podemos atraer la inversión en el país

energiaestrategica.com, Informacion, Información de Mercado

Límite de potencia y precio de referencia: dos retos para las renovables en la licitación de Guatemala

La Licitación Abierta PEG-4 2022 llega tras nueve años de espera, ya que su predecesora, la «PEG-3», se llevó a cabo en el 2013.

Aquel detalle no es menor, ya que los precios de referencia para esta nueva edición considerarán los adjudicados en aquel entonces, pudiendo distorsionar los pronósticos de adjudicación.

¿De qué precios hablamos? Según se informó a Energía Estratégica, la PEG-3 registró US$ 109.38 MWh y US$ 97.74 MWh como precio monómico de compra en la convocatoria de 2013.

De acuerdo con los Términos de Referencia aprobados por la Comisión Nacional de Energía Eléctrica (CNEE), la Junta de Licitación podrá considerarlos como criterio para evaluar a las nuevas ofertas ; ahora bien, también los pliegos aclaran que su análisis no debería ser limitativo a aquel valor por lo que participantes del mercado eléctrico esperan que no se exijan precios menores al 2013.

Al respecto, José González Solé, presidente de la Junta Directiva de la Asociación de Generadores con Energía Renovable (AGER), introdujo a este medio lo que significaría para nuevos proyectos que se valoren aquellos precios de referencia.

“Consideramos que la licitación PEG-4 debe reconocer la inversión actual de las nuevas instalaciones. Poner precios de referencia de ejercicios anteriores resulta fuera de lugar, dado que las condiciones de esos años son distintas a las que hoy se están dando”, señaló el referente de AGER a Energía Estratégica.

Y agregó: “Es difícil identificar si esas condiciones las puede replicar un oferente en el actual proceso de licitación. Por lo que, se tiene que tener presente que las condiciones son completamente distintas a las condiciones de los procesos de licitación anteriores”.

Otra limitante sobre la que emitió comentarios José González Solé fue el tope de 40 MW, contemplado en el Anexo I Resolución CNEE-118-2022, para ofertas que participen bajo la modalidad de contrato de energía generada.

En concreto, González Solé expresó: “Lo que se identifica es la limitación del desarrollo de las energías variables a las que se les podría adjudicar este tipo de contratos, propiciando un límite en la oportunidad de incrementar la oferta en el parque generador con este tipo de tecnologías”.

Aquello resulta un gran reto para tecnologías como eólica y solar, ya que de acuerdo con el presidente de la Junta Directiva de AGER, para energías renovables variables se destaca el contrato por energía generada donde el compromiso que se tiene es directamente entregar la energía que se produce y no con una potencia firme comprometida.

Sin embargo, una ventana de oportunidad que se identifica para mejorar las ofertas para este tipo de contratos y hacer frente al reto de reducción de precios sería “combinar” la generación renovable a ofertar.

En tal sentido, González Solé agregó: “La PEG4 ofrece la oportunidad de combinar tecnologías variables nuevas con tecnologías renovables existentes que puedan garantizar potencia y puedan vender por contratos con curvas de carga”.

Así se evaluarán las ofertas renovables en la licitación a largo plazo en Guatemala

energiaestrategica.com, Informacion, Información de Mercado

EcoFlow apuesta al aumento de la capacidad y autonomía de baterías portables 

EcoFlow, empresa de soluciones de energía renovable y almacenamiento portátil, presenta modelos de baterías que resuelven las demandas más requeridas del mercado: más capacidad y autonomía.

En el caso del producto EcoFlow Delta Pro, se ajusta tanto a usuarios que requieren suministro portable para actividades al aire libre como para permitir el abastecimiento energético en hogares y oficinas durante largos apagones.

Cada unidad de Delta Pro, permite la entrada de 1600W de potencia solar fotovoltaica, quedando a decisión del usuario si utiliza paneles portables de EcoFlow, otros módulos de la industria que resultan compatibles y admitiendo hasta otras tecnologías como pequeños generadores eólicos.

Los beneficios de estas soluciones no se reducen sólo a la sostenibilidad que se puede lograr con su aprovechamiento sino también a la resiliencia e independencia energética que habilita el uso de equipos de EcoFlow

Al respecto, no es menor indicar que la capacidad de Delta Pro es ampliable de 3,6kWh a 25kWh abriendo un gran abanico de posibilidades para su uso por varias horas o días.

“Dependiendo del dispositivo que se conecte, puede durar hasta 2 semanas de funcionamiento hasta su siguiente carga. Además no hay que apagarlos y dejarlos descansar para volver a ponerlos en funcionamiento (…) En solo 1-2 horas las estaciones se recargan hasta el 80%”, señalan desde EcoFlow.

La combinación de dos de sus unidades portables con un concentrador de doble voltaje inclusive garantizan 7200 W de salida para ampliar las oportunidades de suministro eléctrico.

De acuerdo con la compañía “La estación Delta Pro es la más innovadora del mercado”, destacándose por su amplia capacidad, gran potencia de salida y menor peso.

Aquello permite alimentar dispositivos de alta demanda eléctrica ​​como refrigeradores y aires acondicionados, algo impensable hace unos años en soluciones portables que prescindan del uso de combustibles fósiles para su funcionamiento.

Ver más sobre EcoFlow Delta Pro

Ecoflow ampliará su red de distribuidores de energía renovable portátil en Latinoamérica

energiaestrategica.com, Informacion, Información de Mercado

El listado de los proyectos de almacenamiento, eólicos, solares e hidrógeno por USD 23,5 mil millones de inversión

29 proyectos de energías renovables se destacan en Chile entre todos los que están avanzando y son la gran apuesta que contribuirá a la transición energética.

Se trata de tres proyectos de baterías en proceso de desarrollo, por 940 MW, y dos en vías de construcción, por 187 MW. Un total de cinco por 1.127 MW.

Nueve proyectos eólicos, por 2.969 MW, dos de los cuales están en construcción, por 922 MW; el resto en fase de desarrollo.

Seis solares fotovoltaicos por 3.564 MW, todos en etapa de desarrollo.

Y Likana, de Concentración Solar, de 690 MW en fase de desarrollo.

La mayoría de los emprendimientos se encuentra en la Región de Antofagasta: 13 por 6.982 MW. Los ocho proyectos restantes, por 1.368 MW, se encuentran en Araucanía, Arica y Parinacota, Atacama, Biobío, Coquimbo, Metropolitana y Tarapacá.

Proyectos de renovables y almacenamiento
Tipo
Región
Estado
Potencia

Sol del Loa – Baterías
Baterías
Antofagasta
Desarrollo
625

Parque Fotovoltaico Celda Solar – Almacenamiento
Baterías
Arica y Parinacota
Desarrollo
240

Andes IV
Baterías
Antofagasta
Construcción
147

Parque Eólico Wayra (zona de baterías)
Baterías
Antofagasta
Desarrollo
75

Virtual Reservoir II
Baterías
Metropolitana
Construcción
40

Likana
Concentración Solar
Antofagasta
Desarrollo
690

Proyecto Eólico Antofagasta
Eólica
Antofagasta
Desarrollo
794

Horizonte
Eólica
Antofagasta
Construcción
778

ERNC Híbrido Antofagasta – Eólico
Eólica
Antofagasta
Desarrollo
496

Parque Terra Energía Renovable – Eólico
Eólica
Antofagasta
Desarrollo
350

Renaico II
Eólica
Araucanía
Construcción
144

Amolanas Eólico
Eólica
Coquimbo
Desarrollo
117

Parque Eólico Don Álvaro
Eólica
Biobío
Desarrollo
114

La Cabaña
Eólica
Araucanía
Desarrollo
106

Eólica San Juan 2
Eólica
Atacama
Desarrollo
70

ERNC Híbrido Antofagasta – Solar
Solar
Antofagasta
Desarrollo
675

Sol del Loa
Solar
Antofagasta
Desarrollo
640

Pampa Unión
Solar
Antofagasta
Desarrollo
600

Pauna
Solar
Antofagasta
Desarrollo
572

Proyecto FV Elena
Solar
Antofagasta
Desarrollo
540

Jardín Solar
Solar
Tarapacá
Desarrollo
537

En conjunto, los emprendimientos motivarán inversiones por 19.851 millones de dólares.

Tipo
Construcción
Desarrollo
Suma total

Almacenamiento
449
1.746
2.195

Eólica
1.430
5.708
7.138

Solar FV + CSP
1.984
8.534
10.518

Hidrógeno verde
68
3.593
3.661

Total
3.931
19.581
23.511

Por otra parte, están avanzando siete grandes proyectos de hidrógeno verde que motivarán inversiones por 3.661 millones de dólares. Se trata de Haru Oni, Hyex, Faro Sur, Planta e-fuels Cabo Negro, Pauna Greener Future, Proyecto Andes, H2 CSP + PV Cerro Dominador. Sólo el primero de ellos está en etapa de construcción, el resto en desarrollo.

Proyectos de hidrógeno verde
Construcción
Desarrollo
Suma total

Haru Oni
68
 
68

Hyex
 
47
47

Faro Sur
 
500
500

Planta e-fuels Cabo Negro
 
1.000
1.000

Pauna Greener Future
 
540
540

Proyecto Andes
 
1.500
1.500

H2 CSP + PV Cerro Dominador
 
6
6

Total proyectos hidrógeno verde
68
3.593
3.661

La presentación de estos proyectos fue realizada el martes pasado por Generadoras de Chile y los principales ejecutivos de las empresas asociadas al ministro de Energía, Claudio Huepe, con quien mantuvieron una reunión.

La cita se enfocó en la importancia del sector para el desarrollo sostenible del país y la voluntad de sus asociados para comprometer inversión a corto y mediano plazo que requerirá el proceso de descarbonización, como también acordar un marco de colaboración público-privada para el desarrollo oportuno en la escala y velocidad que exige la transición energética.

Durante su intervención, el ministro de Energía valoró el trabajo público privado que permitirá avanzar en la transición energética justa en nuestro país.

“Este encuentro es muy relevante para el sector. Nos reunimos con las principales generadoras de Chile para trabajar en esa secuencia tan importante para el país como es la inversión, el crecimiento y el desarrollo. Es también lo que queremos llevar adelante como Ministerio”, señaló Huepe.

Y destacó: “Sabemos que este sector es fundamental tanto para el desarrollo nacional, como para el crecimiento económico, por lo tanto, hemos tratado una diversidad de temas que tienen que ver con cómo podemos trabajar conjuntamente en una articulación público-privada para tener mejores resultados”.

Por su parte, el presidente ejecutivo del gremio, Claudio Seebach, manifestó el compromiso de Generadoras de Chile a través de estos proyectos de inversión.

“Frente a este desafío, como representantes de la industria de generación eléctrica del país, hemos establecido un compromiso conjunto para avanzar en el desarrollo de una agenda de inversión efectiva en energías renovables, almacenamiento e hidrógeno verde en los próximos cinco años, con el objetivo de avanzar hacia la transición energética, reafirmar el retiro del carbón de la matriz productiva de forma sostenible”, enfatizó.

Al respecto, los líderes de las empresas generadoras enfatizaron en la necesidad de trabajar en políticas de colaboración público-privada que puedan aportar certeza al funcionamiento del sector energético, que faciliten la inversión, la competencia, el avance tecnológico y la innovación necesaria para impulsar el proceso.

A su vez, destacaron la importancia de avanzar en la promoción de condiciones habilitantes como una red de transmisión y almacenamiento robusta y oportuna, la agilización de los permisos, la predictibilidad regulatoria, el ordenamiento territorial, el diálogo temprano con las comunidades, y el fomento de las buenas prácticas de las empresas en el territorio.

energiaestrategica.com, Informacion, Información de Mercado

El desafío de la UPME para asignar 10 GW de proyectos sobre 59 GW presentados

El pasado miércoles, la UPME indicó que se presentaron por una asignación en el espectro eléctrico 801 proyectos de generación, por 56.683 MW; 22 de autogeneración, por 321 MW; y 20 de usuarios finales, por 1.732 MW. Un total de 843 proyectos por 58.740 MW.

El propio Director General de la UPME, Christian Jaramillo Herrera, reconoció que esperaban que se presentaran unos 15 GW. El número fue casi cuatro veces superior.

Ahora la entidad empleará la aplicación del Modelo de Asignación de Capacidad de Conexión (MACC) donde se empleará un algoritmo que, en virtud de las condiciones de cada proyecto presentado, se asignaría de forma óptima la capacidad disponible del sistema. Se especula que el volumen a asignar sea de entre 9 a 10,5 GW.

Un informe elaborado por Óptima Consultores, al que tuvo acceso Energía Estratégica, indica que para la revisión de las solicitudes radicadas, la UPME revisará que se encuentren todos los documentos solicitados mediante Circular CREG 058 de 2022.

Sin embargo, esta revisión no aplica para las solicitudes que se hayan entregado previamente a la fecha de publicación de la respectiva circular (17 de febrero de 2022), las cuales serán revisadas con base en lo que hayan entregado.

Bajo este escenario, si en los resultados del MACC llega a existir un empate entre proyectos, el desempate se hará mediante la fecha de radicación de la solicitud, dándole ventaja al proyecto que entregó de forma temprana su solicitud y que no esperó a las condiciones exigidas por UPME.

En principio este empate puede ser difícil que se materialice, pero no es imposible, y todo esto dependerá de cómo trabaje la UPME la evaluación de los criterios, en específico la validación del valor de aumento/disminución de pérdidas originadas por cada proyecto; puesto que, si se estandariza este cálculo, contrario a lo indicado previamente, el empate entre proyectos se tornaría altamente probable.

Para entender esta última parte, es necesario abordar con detalle cómo la UPME tiene contemplado realizar la evaluación de las solicitudes, la conclusión principal del modelo es que las pérdidas reportadas en los estudios de conexión serán el factor decisivo para la asignación, pues al final serán estas las que determinen la priorización.

Las pérdidas se refieren a cómo impactará un proyecto de generación al momento de interactuar con la red, si con su conexión entra a generar mayores pérdidas de energía o, por lo contrario, las disminuye generando un efecto positivo para el sistema.

El cálculo de estas pérdidas dependerá de la metodología que haya utilizado cada consultor en los estudios y es posible que, para proyectos en una misma zona, al comparar las pérdidas originadas se observe una dispersión muy alta de los datos.

Para ello, la UPME planteó la posibilidad de utilizar constantes genéricas cuando evidencie algún dato de pérdidas sobreestimado o fuera de los rangos permisibles, originando un tipo de estandarización de este cálculo.

Así pues, sin el factor de pérdidas como método de diferenciación de proyectos de la misma capacidad, misma tecnología y que soliciten conexión en un mismo punto, el empate se torna aún más probable; esto debido a que la estrategia de muchos desarrolladores fue solicitar conexión en los puntos donde la UPME informó liberación de capacidad.

Por ejemplo, en Caribe ocurrió la mayor liberación, es la zona de más alto interés por los desarrolladores debido a su notable recurso solar y eólico (ratificado por la gran cantidad de solicitudes de conexión que se concentraron en esta zona: 446 solicitudes que suman casi 40 GW, siendo el 64% de la capacidad solicitada) y la tecnología que prevalece es la solar; es claro que muchos interesados buscarán conectar sus proyectos en esta zona, resultando en proyectos, con características similares, compitiendo por la misma capacidad.

Si este es el caso y la UPME utiliza las contantes genéricas para estandarizar el dato de pérdidas de algunos proyectos, el empate toma fuerza teniendo en cuenta que los demás beneficios también se encuentran estandarizados, y es aquí donde el proceso de transición podría generar dudas ya que la forma de desempate oficial es la fecha de radicación de la solicitud, dándole prioridad a quiénes hayan radicado antes.

Esto último podría representar una especie de retroceso en la medida que se retomaría parte del mecanismo dado por Resolución la CREG 106 de 2006 que tanto esta transición ha querido dejar en el olvido.

Fuente: Óptima Consultores

El futuro de los estudios de conexión

Por otra parte, también queda en el entredicho el valor que aportan los estudios de conexión a este proceso; es muy posible que con la implementación del MACC estos estudios pierdan relevancia o se acoten en su alcance, teniendo en cuenta que muchos de los análisis que se presentan en estos, quedan sustituidos por cálculos propios del MACC.

En esta etapa del proceso, el único valor del estudio de conexión está dado por el análisis de flujo de carga, con el cual se obtiene el dato de pérdidas y le da una señal al promotor de la capacidad disponible en la red, y el análisis de cortocircuito; ya que los análisis adicionales como estabilidad y la valoración económica, o fueron sustituidos o perdieron relevancia debido a la implementación del MACC.

Por el camino correcto

Finalmente, una vez expuestos los puntos de riesgo y obstáculos que la UPME deberá afrontar, es bueno no perder de vista el lado positivo de lo que se ha venido logrando.

Es claro que al estar en un proceso de transición habrá lugar a muchos ajustes; cambios que es factible que se materialicen, como por ejemplo la posibilidad de eliminar la obligatoriedad de presentar mediciones con la solicitud de conexión, u otro ejemplo es lo expuesto en el proyecto de resolución CREG 701 010 de 2022 que añade otra causal para permitir cambio de FPO.

De hecho, este ciclo es el primero de muchos que vendrán, y de aquí saldrán varias lecciones aprendidas que serán utilizadas para perfeccionar el mecanismo, sin embargo, se reitera el interrogante de cuánta capacidad quedará como remanente para asignación de los siguientes años de evaluación.

Este proceso ha permitido que muchos desarrolladores puedan expresar sus preocupaciones y sean escuchados, por lo que el llamado de Óptima Consultores es a seguir aportando en la construcción de un procedimiento que sea de beneficio para todos.

energiaestrategica.com, Informacion, Información de Mercado

Tres «mega» proyectos renovables ingresaron a evaluación por USD 1.100 millones en Chile

En lo que va de agosto se destacan la presentación de tres mega proyectos de energías renovables en el Sistema de Evaluación de Impacto Ambiental (SEIA). En conjunto totalizan 885 MW y una inversión de 1.117 millones de dólares.

El día 11 de agosto fueron radicados dos de ellos. Por un lado, el Parque Eólico Faro del Sur” (ver), que se encuentra en estado de Calificación. Se trata de un proyecto de 325 MW impulsado por HIF y Enel Green Power, que se emplazará en la comuna de Punta Arenas, Región de Magallanes y de la Antártica Chilena.

Para su funcionamiento se instalarán 65 aerogeneradores, los cuales se distribuirán en una superficie predial total de 3.791 hectáreas aproximadamente. La inversión total de la obra requerirá de unos 500 millones de dólares.

El parque eólico considera una línea de transmisión subterránea de 33 kV y 12,1 kilómetros de longitud, que permitirá alimentar con energía renovable a la futura planta de eCombustibles que HIF Chile espera desarrollar al norte de la zona industrial de Cabo Negro, en Punta Arenas.

El otro emprendimiento es el «Parque Fotovoltaico Celda Solar” (ver), presentado por Colbún, que se encuentra en estado de Admisión y, de poder avanzar, motivará inversiones por 450 millones de dólares.

El parque, que se emplazará en el sector de Pampa de Camarones, en la comuna de Camarones, considera una capacidad instalada máxima total de 421,9 MW -a través de más de 700 mil paneles fotovoltaicos bifaciales que captan energía por sus dos caras– (369,2 MWac).

Adicionalmente contará con un sistema de baterías de 240 MW por 5 horas, transformándolo en uno de los proyectos de almacenamiento más grande a nivel nacional.

Con una generación anual promedio de 1.100 GWh, Celda Solar equivaldrá al consumo de cerca de 345 mil hogares. Asimismo, la operación de esta planta solar permitirá evitar la emisión de más de 430 toneladas de CO2 al año, lo que representa el retiro de circulación de cerca de 115 mil automóviles en forma anual.

Finalmente, el podio lo cierra el “Parque Fotovoltaico Los Llanos Solar” (ver), presentado en Admisión ayer 18 de agosto. El proyecto, promovido por EDP, motivará 167 millones de dólares de inversión.

Consiste en la construcción de una planta fotovoltaica de 207,860 MWp de potencia instalada (190,275 MWac de potencia nominal) y su respectiva conexión al Sistema Eléctrico Nacional (SEN) según la opción de conexión que se escoja finalmente para dar solución a la necesidad de inyección al SEN.

energiaynegocios.com.ar, Informacion, Información de Mercado

Massa defendió el uso de reservas para importar energía y preservar la producción. También la reformulación de subsidios

El ministro de Economía, Sergio Massa, defendió la utilización de reservas del BCRA que realizó el Gobierno Nacional para pagar “importaciones de energía”, en un contexto internacional de muy fuerte suba de las cotizaciones de los hidrocarburos, remarcando que “la elección era simple: o parábamos la producción o disminuíamos el consumo de gas en las casas, o bien afrontábamos la decisión de sostener los niveles de producción y de crecimiento, sin cortar el abastecimiento a los sectores industriales y domiciliarios”.

Asimismo, el Ministro remarcó el proceso de segmentación tarifaria en curso “que cambia el régimen de distribución de subsidios” para alentar “el ahorro de recursos energéticos que tenemos que hacer en este contexto global de guerra, de precios absolutamente disparados”.

Massa expuso (jueves/18) en el panel “Argentina: Perspectivas Económicas y Políticas”, en el marco de la 19° Conferencia Anual de Ciudades de América Latina, del Consejo de las Américas, oportunidad en la cual puntualizó ante representantes de empresas internacionales que “los dos grandes motores para combatir la pobreza son el trabajo y la educación”.

En esa línea, el funcionario reiteró las definiciones por él realizadas al asumir el cargo remarcando que “la Argentina no es un país rico, sino con riquezas”. “Transformar esa riqueza en desarrollo, en crecimiento, de alguna manera depende del trabajo que desde el Estado y el sector privado hagamos todos y cada uno de nosotros”, agregó. 

El Ministro resaltó que la responsabilidad del Gobierno Nacional es “la de garantizar la paz social y el orden macroeconómico”, y exhortó a “los actores económicos y sociales de la Argentina” a sumarse a esa tarea. “Sin estabilidad macroeconómica no hay paz social, pero sin paz social tampoco hay estabilidad macroeconómica”, definió.

Massa volvió a hacer hincapié en el objetivo de “orden fiscal” como uno de los “principios rectores” de su gestión, y resaltó el canje de la deuda en pesos que se llevó adelante hace pocos días para “aplanar la curva de vencimientos” de la deuda en pesos y “ordenar las obligaciones de pago de capital e intereses para los próximos 12 meses”. Mientras, se procura una recomposición de las reservas del BCRA.

El ministro resaltó ante el auditorio reunido en el Hotel Alvear el valor del diálogo y la búsqueda de consensos: “los actores económicos y sociales tienen la obligación de exigirnos a nosotros tender la mesa y ser generosos, pero también tienen la obligación de exigirle a la oposición tener una actitud madura y responsable”. “No tenemos que tener ni miedo ni vergüenza de sentarnos en una mesa a buscar acuerdos por más que seamos parte de fuerzas políticas distintas”, enfatizó Massa.

“Cuando vemos los niveles de ingreso, de pobreza, la caída del nivel de ingreso en la Argentina en los últimos seis años (de 23 puntos, afirmó), tenemos que poner también en nuestra agenda una mejora en la distribución del ingreso y políticas más fuertes y más firmes en la lucha contra la pobreza y la indigencia”, señaló.

“Es clave que entendamos que el trabajo de construcción de estabilidad macroeconómica con paz social es un trabajo conjunto entre el Estado, los gobernantes, pero también los actores económicos y sociales de la Argentina”, remarcó.

Con respecto a medidas en el rubro de la Energía, Massa puntualizó que:

. “Hemos avanzado en un proceso que cambia el régimen de distribución de subsidios que atentaba contra el cuidado, el ahorro, de recursos energéticos que tenemos que hacer en este contexto global de guerra, de precios absolutamente disparados”.

. “Avanzamos con el decreto que promueve la exportación sin interrupciones de gas natural y petróleo.

. Ademas, avanzamos con el Proyecto Fénix en la Cuenca Austral (producción de gas Offshore) .

.  Integramos una mesa (técnica y económica) que nos va a permitir encarar el segundo tramo del Gasoducto (Presidente Néstor Kirchner) con apoyo y aporte del sector privado.

.  Avanzamos en el diseño del Plan Gas 5, que nos va a permitir garantizar los volúmenes de producción que necesitamos para los próximos años, y además le da certidumbre a un sector que es absolutamente generador de divisas desde la inversión.

.  Dimos la oportunidad de que por el incremental de producción y exportaciones tengan libre disponibilidad de divisas por el 20 %, que era uno de los temas que aparecía como restricción a la hora de analizar o evaluar inversiones en la Argentina.

.  Con la redefinición del programa de importaciones pudimos bajar las obligaciones de importación de energía que teníamos para agosto, superando esa restricción que representa y representó el costo de la guerra (Rusia-Ucrania-OTAN) a lo largo de este año en la importación de energía.

Massa hizo especial hincapié ante ése auditorio empresario para referir que, en materia de importaciones “tenemos sectores de la economía que necesitan previsibilidad para seguir produciendo. Y también tenemos sectores de la economía que sobre el principio de competitividad cambiaria para el crecimiento que planteó el gobierno en la salida de la pandemia, se abusaron”.

“Vamos a pelear para darles todos los dólares que necesiten a quienes producen, quienes cuidan la salud, quienes necesitan importar servicios o tecnología para garantizar el crecimiento y el desarrollo de la Argentina, pero también vamos a tener dureza con aquellos que quisieron hacer la típica avivada de ver cómo afanaban reservas al Banco Central”.

“Las situaciones de sobrefacturación de importaciones y triangulación son todas situaciones que vamos a denunciar por lavado de dinero en los Estados Unidos”, reiteró (porque se detectaron maniobras utilizando bancos de ese país).

A modo de ejemplo, se refirió a los casos de “una empresa proveedora de arenas para Vaca Muerta, y a medidas cautelares dictadas por jueces locales para autorizar la importación de máquinas tragamonedas, y de toallas (por U$S 20 millones).

“Hemos cambiado el mecanismo de SIMIS. Desde que se aprueba va a tener fecha cierta de pago y trazabilidad: a cargo de Aduana, Banco Central, Secretaría de Industria y de Comercio”, refirió Massa. “Vamos a priorizar las importaciones que sean máquinas, insumos, medicamentos y bienes y servicios que tengan que ver con nuestro crecimiento y consumo esencial”, advirtió.

ecojournal.com.ar, Informacion, Información de Mercado

Juan Pablo Luque: “Tenemos un Vaca Muerta para las energías alternativas, que son las que está demandando el mundo”

El intendente de Comodoro Rivadavia, Juan Pablo Luque, destacó en diálogo con EconoJournal el potencial que posee Chubut y el resto de la Patagonia en términos de desarrollo de renovables. “Tenemos un Vaca Muerta para las energías alternativas, que son las que está demandando el mundo”, aseguró.

No obstante, advirtió que para llevar adelante los distintos proyectos y aprovechar las condiciones climáticas que presenta el país surge “la necesidad de desarrollar un plan porque el potencial está». «Lo único que falta es la hoja de ruta”, agregó.

Luque manifestó además que “somos el lugar del mundo que tiene los mejores parques eólicos demostrados, pero hoy no tenemos un sistema interconectado en el lugar donde hay mayor generación de energía eólica, y eso es una prueba cabal de la falta de estrategia”.

En esa línea, adelantó que la Expo Industrial, Comercial y de Innovación Tecnológica que tendrá como sede Comodoro Rivadavia, persigue el objetivo de reunir a los principales actores del sector a fin de “impulsar un proyecto de Ley de hidrógeno que genere consensos, pero que además permita tener determinados beneficios con los que aún no contamos”.

Asimismo, remarcó la importancia de establecer reglas de juego claras para atraer inversiones. Y mostró que es necesario financiar “la transformación de maquinarias y generar un desarrollo para que exista una demanda que hoy no está”. “Creo que Argentina no tiene mucha opción porque el mundo la está necesitando”, puntualizó.

En la Patagonia existe una oportunidad respecto al hidrógeno verde, al desarrollo eólico y la transición. Sin embargo, la Cuenca del Golfo San Jorge presenta una cadena de valor vinculada a los hidrocarburos. Frente a esto, ¿cómo imagina el futuro?

Lo que imagino es seguir desarrollando el principal capital que tenemos nosotros que es la industria hidrocarburífera, pero sí veo una posibilidad concreta pensando en que el mundo hoy ya no esta hablando del desarrollo de las energías alternativas como un proyecto a futuro, sino que hay una realidad con plazos específicos. Entonces, en ese contexto, tenemos la posibilidad de empezar a migrar determinadas posibilidades de inversión- que en principio van a ser menores- siempre y cuando Argentina empiece a tener una política energética con cuestiones que tengan que ver con lo impositivo, como lo que anunció Massa en la Expo Argentina Oil & Gas Patagonia 2022 respecto a la posibilidad de importaciones, porque estos aspectos son fundamentales para la industria.

Hoy Argentina no tiene un plan y cuesta imaginarlo. Lo único que falta es la hoja de ruta porque tenemos un potencial demostrado que es fabuloso. Yo creo que tenemos un Vaca Muerta en cuanto a las energías alternativas, que son las que está demandando el mundo.

¿Cuán madura ve a la política para efectivamente empezar a discutir esa hoja de ruta?

Yo trato de impulsar a que tengamos la posibilidad de reunir a los actores principales para tener una Ley de Hidrógeno. La idea de la Expo Industrial, Comercial y de Innovación Tecnológica de Comodoro Rivadavia, que tendrá lugar en octubre, va a tener un objetivo principal -más allá de seguir demostrando el potencial que tiene nuestra industria en cuanto a la transición energética- que es la posibilidad de impulsar un proyecto de Ley que genere consensos, pero que además nos permita tener determinados beneficios con los que aún no contamos. Por ejemplo, Chile hace diez años está desarrollando un plan de hidrógeno. Nosotros tenemos todo, menos un plan.

Existe un proyecto interesante en hidrógeno, está Hychico.

-Hychico es el mayor productor de hidrógeno verde de Latinoamérica, pero es un proyecto experimental. Genera 100 toneladas al año y con eso, en cuanto a cantidad, hoy no hacemos nada, pero es importante porque el mundo ya sabe lo que es y también que existen pocos proyectos de esta índole. Cuando hablan de Hychico se refieren a algo que ya existe y que ya se sabe cómo desarrollarlo. Lo que falta ahora son las inversiones.

Puerto de Rotterdam en vez de invertir en la Argentina, con la posibilidad de apostar un proyecto como el que tenemos, probablemente se vaya a Chile. Y esto ocurre porque todavía no generamos las reglas de juego.

Cuando se piensa en el desarrollo de hidrógeno verde, de energías renovables se proyecta incluso en sumar cadena de valor petroquímica, con el amonio. Con este panorama, ¿cuáles son las ideas a futuro? ¿Imagina el 2032 en Comodoro Rivadavia, Santa Cruz un proyecto de hidrógeno en funcionamiento, con capacidad de exportar por alguno de los puertos que tiene la región?

-Sí, yo veo dos cosas. Una de ellas es la posibilidad de exportar siempre que se den todas las condiciones que mencioné. Pero también veo la probabilidad de tener un valor mucho más barato que el resto del mundo, ligado a la posibilidad de tener un consumo. Hablamos de casi el 50 por ciento del valor del hidrógeno, a lo que se le suma transformación en amoniaco más el flete, y en eso hoy se calcula un valor cercano a los ocho dólares puesto en algún puerto de Europa o Asia, cuando la producción local puede rondar los cuatro dólares aproximadamente. Esos son los valores que se manejan. Entonces calculando esas posibilidades, lo que falta es empezar a generar inversiones respecto a la transformación de la maquinaria como son: barcos, camiones, que tampoco lo tenemos. Hay que generar un desarrollo para que exista una demanda que hoy no está. Y todo eso conlleva un plan un poco más complejo.

¿Cuánto cuesta que la política energética se discuta desde Buenos Aires siendo que no es una provincia que tenga producción de petróleo y de gas? ¿Ve en el ministro Sergio Massa una posibilidad de articulación más real para avanzar con esto?

-En la visita que realizó el ministro del Interior, Eduardo “Wado” De Pedro, a Neuquén, él planteó muy bien esta situación cuando habló de federalismo y aludió al desarrollo de Chubut con Puerto Madryn y Futaleufú en la generación de toda la producción de energía para transformarla en aluminio. La provincia de Buenos Aires es el segundo productor de energías alternativas de la Argentina. Yo creo que el país tiene un desafío y es que todavía la política actual sigue pasando por esa provincia, por Capital Federal. Mi confianza está puesta en Sergio Massa y en ese conocimiento de poder entender esta cuestión del interior de la Argentina como motor de producción de energía, al norte y al sur. Es importante que la política empiece a entender eso.

¿Es posible trazar un puente entre lo que es el desarrollo del hidrógeno con lo que fue el del aluminio a principio de los años 70?

-Yo tengo optimismo de que podamos pasar esa prueba y lograrlo. Mucho va a tener que ver esa visión estratégica. Creo que Argentina no tiene mucha opción porque el mundo la está necesitando. Lo que falta es poner un poco más de inteligencia y que desarrollemos todo esto desde el interior. Eso nos da la posibilidad de pensar en un desarrollo como fue a finales de los 60 y principios de los 70 cuando se creó el puerto de Madryn, la presa hidroeléctrica de Futaleufú. Somos el lugar del mundo que tiene los mejores parques eólicos demostrados, pero hoy no tenemos un sistema interconectado en el lugar donde hay mayor generación de energía eólica, y eso es una prueba cabal de la falta de estrategia y un plan concreto.

La entrada Juan Pablo Luque: “Tenemos un Vaca Muerta para las energías alternativas, que son las que está demandando el mundo” se publicó primero en EconoJournal.

, [#item_author]

energiaynegocios.com.ar, Informacion, Información de Mercado

Royón: “Tarifas más justas para acompañar al que más lo necesita”

La Secretaria de Energía, Flavia Royón expuso que “los sectores de menores ingresos y usuarios con tarifa social no van a tener aumentos. Se van a readecuar los subsidios para que aquel que pueda afrontar el costo de la energía lo haga en etapas”, remarcando que “los y las que necesitan el acompañamiento del Estado lo van a seguir teniendo”.

“También queremos que cada familia empiece a tener consciencia de su consumo y que el sistema sea más eficiente y sustentable”, expuso la funcionaria, a la vez que hizo referencia al conflicto bélico en Europa “que tiene un directo impacto en (los precios de ) la energía en todo el mundo”.

Royón manifestó que “se está trabajando con las provincias y con ANSES para que aquellos usuarios de menores ingresos y tarifa social que aún no se anotaron (en el registro RASE) no pierdan el subsidio en la primera etapa”, en alusión al esquema de segmentación dispuesto por el ministerio de Economía.

Royón dejó un objetivo claro y es que “lo que se busca es orden fiscal y que los subsidios lleguen a quienes realmente los necesitan”, comunicó la Secretaría.

ecojournal.com.ar, Informacion, Información de Mercado

Qué papel juega el gas natural para potenciar el crecimiento del país

En el marco de la sexta edición de la JOG, la Jornada de los jóvenes profesionales de la industria de Oil & Gas, expertos del sector gasífero dieron cuenta de la importancia de la ampliación del sistema de transporte de gas, de la oportunidad que presenta para la Argentina la generación de saldos exportables y el rol clave que ocupa en la transición energética.

En la jornada, organizada por las nuevas generaciones de profesionales que se inician en el sector, estuvieron presentes Pedro Locreille, gerente de Midstream Gas Natural de YPF; Mariano Marino, subgerente de Transporte y Servicios al Cliente de TGN y Salvador Gil, director de carrera de Ingeniería en Energía en la Universidad Nacional de San Martín (UNSAM), quienes dialogaron sobre el Gas Licuado de Petróleo (GLP), evacuación, tratamiento y transporte de gas y su función en el proceso hacia energías más limpias.

Desafíos

El límite de la capacidad de transporte emerge como uno de los obstáculos para el desarrollo de Vaca Muerta. Así lo señaló Locreille: “es necesario seguir construyendo redes de transporte desde los yacimientos y también gasoductos porque el Néstor Kirchner queda chico para Vaca Muerta”.

Además, explicó que el gas proveniente de ese yacimiento “es distinto porque tiene un contenido de licuables, y en esto se diferencia de los convencionales. Las instalaciones quedaron desactualizadas y por eso el objetivo está en ampliar las plantas”. En base a esto, precisó “desde YPF nos encontramos trabajando en plantas de gas y construyendo nuevos gasoductos”.

En esa misma línea, Marino aseveró que “las normas deben acompañar al gas que existe en la región haciendo que el producto sea confiable y que al mismo tiempo no dañe las instalaciones de transporte, distribución y consumo, las cuales deben funcionar bien para evitar problemas en la compresión y en los ductos”.

Por esta razón, y teniendo en cuenta el potencial que tiene la industria de GLP, Locreille planteó que “es necesario removerlo porque se condensan en los caños y se generan taponamientos”.

Asimismo, agregó que “cuando se recupera el GLP y se lo comercializa es tres o cuatro veces superior al precio que tiene el gas natural en el mercado”. “Aparece una oportunidad comercial porque se generan 2,4 millones de toneladas, de las cuales solo se consumen 1,5 millones y lo demás representa saldos exportables. Chile es un potencial gran cliente y tenemos la oportunidad de exportar por camiones”. Aun así, considero que “serán necesarios nuevos ductos desde la cuenca Neuquina hasta los puntos de exportación”.

Aspectos a resolver

Otro de los temas abordados por el panel fue el declino de la producción de gas natural que registra Bolivia y el impacto que representa para la Argentina. En esa clave, Marino manifestó que “el desafío es poder llegar, desde Neuquén, a las zonas que abarca el gasoducto Norte para abastecer a la zona de Tucumán y centro y no depender de Bolivia, pero para eso necesitamos obras de ampliación del ducto y de capacidad de transporte”.

Los disertantes también debatieron sobre los picos de demanda que se generan en los períodos invernales. Gil mostró que esta situación arroja que en esa etapa del año “el consumo es seis veces más grande que el que tiene lugar en el verano lo que obliga a importar Gas Natural Licuado provocando un impacto negativo en lo económico y también en el sistema”. Y exhibió que “el pico se da porque construimos inadecuadamente el sistema de viviendas”.

No obstante, auguró que “todo esto es resoluble porque las mejoras en las viviendas se hacen con mano de obra local, lo cual generaría empleo y, eventualmente, tener una reserva y poder exportarla, lo que resolvería nuestros problemas”.

Locreille se mostró de acuerdo con esta visión y afirmó que “una forma de resolver el problema es con capacidad de almacenamiento”. Y añadió que “se necesita más capacidad de transporte y legislación porque el techo está en las instalaciones que faltan construir y la necesidad de tener socios que quieran invertir”.

Se refirió a los jóvenes presentes y dijo “hay otra cuestión, la local, y es que faltan profesionales, ingenieros de todas las especialidades que se desarrollen en energía”.

En cuanto a la evacuación, Marino sostuvo que “debe existir la posibilidad de evacuar el gas y que llegue hasta los últimos puntos del sistema. Hay mucha infraestructura parada y es necesario llegar al norte, potenciar el último tramo del gasoducto de esa zona para tener capacidad de sobra y reactivar las exportaciones a Chile y llegar a Bolivia”.

Gasoducto Néstor Kirchner

Tras ser consultados por el impacto que genera el nuevo gasoducto, Marino expresó “se habla de la primera etapa porque ya en el primer invierno desplazaría la necesidad de un barco regasificador en Bahía Blanca y permitiría revertir la importación”.

En ese mismo sentido, Locreille remarcó que “Argentina importa GNL y gasoil para centrales eléctricas y esto impacta negativamente en la balanza comercial, entonces esta obra tendría un beneficio económico y de abastecimiento”.

Transición energética

Gil subrayó que “entre el 35 y 40 por ciento de la población mundial no tiene acceso a energía limpia”. “La mayoría de los países de Latinoamérica no dispone de una red de gas como la que tenemos nosotros. El mundo nos necesita para bajar sus emisiones y cuidar su salud”, aseveró.

De igual forma, indicó que “el gas tiene un rol importante en la transición energética global”. “Debería ser el reemplazante natural del carbón ya que representa una reducción que oscila entre el 40 y 50 por ciento de las emisiones”, cuantificó. Sin embargo, advirtió que “esto debería venir acompañado también de una transición del uso de la energía. “Debemos reducir los consumos para abastecer la demanda y generar un círculo virtuoso”.

Por último, concluyó que “el gas no es un combustible más, es un elemento clave que contribuye al desarrollo energético del país dado que podemos potenciar la producción a fin de exportarlo al mundo”. “Lo que es evidente es que debemos hacerlo en el tiempo limitado que se nos presenta”, finalizó.

La entrada Qué papel juega el gas natural para potenciar el crecimiento del país se publicó primero en EconoJournal.

, [#item_author]

ecojournal.com.ar, Informacion, Información de Mercado

Dos gigantes se focalizan en Vaca Muerta y la transición energética

Aunque dispone de tres bloques offshore en la Cuenca Malvinas Oeste donde llevó a cabo campañas sísmicas, el foco estratégico de Exxon a nivel local se encuentra definitivamente puesto en Vaca Muerta. “Esta decisión está directamente ligada al potencial que vimos tempranamente en la Cuenca Neuquina, y también a la voluntad de aplicar todas las lecciones que aprendimos en las otras cuencas donde estamos presentes en Estados Unidos”, explicó Daniel De Nigris, Argentina Lead Country Manager de ExxonMobil, durante su participación en el ‘Encuentro de los CEO’s’, en el marco de Argentina Oil & Gas (AOG) Patagonia 2022.

Gracias a una serie de condiciones que afortunadamente hoy se están dando, reivindicó, Vaca Muerta elevó mucho su productividad por pozo. “Hemos visto que nuestro producto puede ser muy atractivo en los mercados internacionales. No obstante, para captar la atención de los inversores, este tipo de proyectos todos los años rinden algún examen. Es un segmento realmente muy exigente”, calificó.

Según sus palabras, un concepto adicional para entender el presente de la organización es el de transición energética. “En 2021 rediseñamos nuestra estructura, creando un área Upstream y otra de soluciones de producto, además de apostar firmemente por disminuir la huella de carbono y por la generación hidrógeno, entre otras variables”, comentó.

Shell, que también posee una larga trayectoria en el mercado nacional, decidió centralizar sus acciones en Vaca Muerta a partir de 2012, tal como precisó Ricardo Rodríguez, presidente de la firma en el país. “Hoy estamos produciendo aproximadamente 45.000 barriles de crudo en la cuenca, por lo que somos la segunda productora más relevante. Amén de los desafíos a sortear en el corto plazo, tenemos planes de seguir creciendo, incluyendo una planta en Sierras Blancas con una capacidad de 42.000 barriles, un nuevo oleoducto y otro complejo productivo para sumar 15.000 barriles de capacidad”, adelantó el ejecutivo.

Para Shell, detalló, son pilares básicos la captura de carbono, el surgimiento de las nuevas energías y la sostenibilidad del tradicional negocio de los combustibles fósiles. “No sólo apuntamos a ser competitivos en la actualidad, sino que también queremos serlo en 2030. Este año, de hecho, logramos electrificar nuestras instalaciones en Sierras Blancas con la idea de disminuir la huella de carbono. Con una mayor electrificación y monitoreo constante, vamos a reducir la huella en dos tercios para 2030”, prometió.

Acuerdos productivos

Sin un marco regulatorio estable no existirá la posibilidad de exportar en forma firme tanto gas como crudo, según la visión de De Nigris. “Desarrollar clientes y mercado nos dará una rentabilidad superior a las empresas y mayores ingresos a las arcas provinciales y nacionales”, expuso.

Es positivo, en su opinión, que estos aspectos sean identificados de manera clara por las autoridades de cada jurisdicción. “Son ítems que en el largo plazo resultarán imprescindibles para generar los flujos de inversión que requiere el desarrollo masivo a una escala de 750.000 ó 1 millón de barriles”, cuantificó.

Será muy importante, insistió, conseguir un saldo exportador a partir de estabilidad y trabajo. “Si bien la demanda doméstica luce razonablemente estable, se necesitará acceder de forma permanente a los mercados internacionales”, esgrimió.

Resultará fundamental, prosiguió, la sincronización de las políticas de la oposición y el oficialismo, compartiendo la visión de las empresas, los trabajadores y las comunidades para favorecer un desenvolvimiento positivo de la actividad. “Esos acuerdos previos constituyen un trampolín para luego tener una política de Estado efectiva y a largo plazo. Los resultados que hoy estamos obteniendo pozo a pozo son comparables a los que se registran en Estados Unidos. Eso debería significar un incentivo claro para seguir avanzando”, completó.

Anuncios auspiciosos

Al comparar el portfolio local de Shell con el que la empresa maneja a nivel global, Rodríguez ve un buen estándar de competitividad en la producción argentina. “Nos parecen positivos algunos de los anuncios que las autoridades nacionales han realizado últimamente, más allá de que tengamos que analizarlos en detalle, porque hay que resolver el problema de la libre disponibilidad de divisas. Si queremos seguir incrementando la eficiencia en la cuenca, tenemos que traer tecnología. Y eso requiere divisas”, sintetizó.

Con los dirigentes nacionales y provinciales hay más puntos de encuentro que de desencuentro, argumentó, dado que el diagnóstico sobre el potencial exportador de Vaca Muerta es unánime. “Siempre estamos dispuestos a trabajar en conjunto para solucionar los problemas. Somos una compañía comprometida con la articulación público-privada y el desarrollo de las comunidades donde operamos”, recalcó.

A su criterio, también hacen falta reglas de juego estables para generar confianza en los accionistas y ejecutar nuevas acciones productivas. “La inversión en Vaca Muerta se está acelerando. Queremos contribuir con este crecimiento. Desde el punto de vista de los recursos, la formación tiene la calidad y la escala para satisfacer el mercado interno y posicionar a la Argentina como un jugador importante en los mercados de exportación”, proyectó.

La entrada Dos gigantes se focalizan en Vaca Muerta y la transición energética se publicó primero en EconoJournal.

, [#item_author]

ecojournal.com.ar, Informacion, Información de Mercado

Cómo la producción neuquina está transformando a la industria petrolera

La producción de gas y petróleo no convencionales transformó a la cuenca neuquina en la principal cuenca productora de hidrocarburos de la Argentina. Una transformación que fue rápida y que obliga a pensar en los desafíos que su crecimiento conlleva para los sectores de upstream y downstream. Sobre estos temas conversó un panel de expertos en la AOG Patagonia dedicado al presente y al futuro de la cuenca neuquina.

Vaca Muerta ya es una realidad que lleva a las empresas y al Estado a trabajar para incrementar la producción. Pero la oferta actual ya representa un desafío en sí misma. Daniel Prietto, gerente del Complejo Industrial Plaza Huincul de YPF, explicó que para las refinerías no viene siendo sencilla la adopción de los crudos no convencionales, especialmente en un contexto de declive en la producción de crudos convencionales. “El shale nos desafió a transformarnos y rápidamente empezar a plantear planes de inversión, de reconversión, de mezclas de crudos, a pensar en cómo encontrar la mejor manera, con los crudos disponibles en el país, de procesarlos de manera conjunta, optimizando los rendimientos y sosteniendo los niveles de producción”, explicó Prietto.

En cambio, el momento que atraviesa la cuenca neuquina es propicio para las operadoras en la zona. Los niveles de rentabilidad son los más elevados que hoy ofrece la Argentina para las productoras de hidrocarburos. Daniel Dreizzen, director de Energía de la consultora Ecolatina, explicó que el shale oil ofrece una tasa de retorno en dólares de entre 40 y 50%, la mayor rentabilidad actual en el mercado argentino. “Los pozos son rentables, en no convencionales el petróleo es casi el doble de rentable que el gas”, señaló. El modelo utilizado por Ecolatina no incluye ciertos costos, como podría ser la necesidad de una planta de tratamiento o ampliaciones de facilities.

Rentabilidades

Las rentabilidades en shale oil explican la avidez de las operadoras por perforar nuevos pozos. No obstante, las dificultades financieras nacionales atentan contra las inversiones en exploración. “Es difícil porque en la Argentina tenemos bastante incertidumbre financiera y legal, con lo cual sumarle a esa incertidumbre una chance de éxito a un proyecto exploratorio, que en general va entre el 5 y 30% dependiendo del proyecto, hace que esa toma de decisiones se vuelva difícil”, analizó Dreizzen.

Pese a las dificultades financieras y macroeconómicas, el gobierno encontró en el Plan Gas.Ar una herramienta que permitió incrementar la producción en la cuenca neuquina y dar un horizonte a la industria y consumidores. Juan José Carbajales, ex subsecretario de Hidrocarburos de la Nación y actual consultor, es optimista respecto a la continuidad del plan. “El Plan Gas.Ar aseguró un volumen, a un precio que se conoce, y de alguna manera se va a constituyendo en un sistema. El ministro de Economía anunció ayer que esto va a continuar, con una ronda cuatro para llenar el gasoducto Néstor Kirchner, y una ronda cinco para ver qué pasa en diciembre de 2024, si esto se va a extender por más años”, señaló.

Cuello de botella

Las expectativas de producción tanto de gas como de petróleo en la cuenca neuquina son elevadas, pero se encuentran limitadas en lo inmediato por la falta de infraestructura de transporte. En el caso del gas, Carbajales trazó un panorama sobre cuáles pasos sería necesario dar para incrementar la producción. “Tenemos que seguir ampliando el Plan Gas.Ar porque nos ha traído muchas soluciones. Para eso hay que realizar una nueva licitación para llenar el gasoducto Néstor Kirchner. Luego reemplazar el gas de Bolivia, ese gas es flat y lo podemos suplir con nuestra propia producción. Luego ver cómo sigue la película, de 2025 en adelante. Hay una idea que es extenderlo por cuatro años para empalmar con los proyectos offshore como el Fénix”, analizó el ex subsecretario de Hidrocarburos.

Dreizzen subrayó el potencial en petróleo, señalando que Vaca Muerta podría pasar de 340.000 barriles diarios en la actualidad a más de 700.000 para 2030. Pero ya sea en petróleo o en gas los desafíos son de infraestructura de transporte. También financieros y cambiarios. “Otro desafío es lo que llamo la operación financiera normal. Ni siquiera es seguridad jurídica. Precios y competitividad ya hay, pero simplemente falta tener un marco para que las empresas puedan ingresar dinero, invertirlo y si tienen utilidades que puedan sacarlas”, añadió el hombre de Ecolatina.

Por último, Prietto señaló que el shale oil genera en la industria de refinación el desafío de completar las adecuaciones que sean necesarias para operar con ese tipo de crudo. “Como país hace muchos años que somos importadores estructurales de gasoil y tenemos capacidades ociosas en distintos puntos de los procesos de las refinerías, que se encuentran limitadas por las restricciones en cuanto a la gestión de los componentes livianos y en cuanto a la gestión de la energía en las unidades de destilación para poder incrementar el procesamiento de crudo”, puntualizó el gerente de Plaza Huincul sobre las restricciones que existen para incrementar el procesamiento de crudo no convencional y así producir más combustibles.

La entrada Cómo la producción neuquina está transformando a la industria petrolera se publicó primero en EconoJournal.

, [#item_author]

Informacion, Información de Mercado, runrunenergetico.com

Mega inversión en Tierra del Fuego de la mano de Total, Wintershall DEA y Pan American Sur

Las compañías acordaron con el Gobierno, desarrollar un campo de gas costa afuera de la provincia en el sector de la Bahía San Sebastián. Será a unos 70 kilómetros mar adentro y tendrá una inversión de unos US$700 millones en dos años. El acuerdo incluye un mandato para restablecer los beneficios para la industria de hidrocarburos, en particular los nuevos emprendimientos contemplados en la Ley 19.640. El potencial del campo está estimado en 10 millones de metros cúbicos por día. “Es estratégico para la provincia de Tierra del Fuego y para el objetivo de autoabastecimiento de Argentina”, afirmó el gobernador […]

La entrada Mega inversión en Tierra del Fuego de la mano de Total, Wintershall DEA y Pan American Sur se publicó primero en RunRún energético.

Informacion, Información de Mercado, runrunenergetico.com

Destacan que Mar del Plata “va a ser una Vaca Muerta 2” por la explotación off shore

Lo afirmó Gabriel Matarazzo, secretario general del Sindicato de Petróleo, Gas y Biocombustibles. Señaló que en caso de que la justicia lo permita, “en 2 o 3 años debería empezar la producción”. Pidió por la construcción del gasoducto Néstor Kirchner. Destacan que Mar del Plata “va a ser una Vaca Muerta 2” por la explotación off shore Desde el Sindicato del Petróleo estiman que en unos 2 años podría comenzar la producción de hidrocarburos. El secretario general del Sindicato de Petróleo, Gas y Biocombustibles, Gabriel Matarazzo, confió que en caso de un fallo favorable de la justicia, que permite la […]

La entrada Destacan que Mar del Plata “va a ser una Vaca Muerta 2” por la explotación off shore se publicó primero en RunRún energético.

Informacion, Información de Mercado, runrunenergetico.com

Una a una las 14 propuestas que los industriales pymes le presentaron a De Mendiguren

El IPA, junto a otras entidades Pymes, se reunieron con De Mendiguren y le presentaron 13 propuestas para potenciar la producción, el empleo y las exportaciones El presidente de Industriales Pymes Argentinos (IPA), Daniel Rosato, encabezó una reunión de más de una docena de entidades industriales con el secretario de Industria y Desarrollo Productivo, José Ignacio De Mendiguren, en donde se trazó un escenario general, se planteó un conjunto de problemáticas sectoriales, se presentó una serie de propuestas de acción y se destacó la importancia de crear una mesa de diálogo con el gobierno nacional para formalizar institucionalmente la participación […]

La entrada Una a una las 14 propuestas que los industriales pymes le presentaron a De Mendiguren se publicó primero en RunRún energético.

Informacion, Información de Mercado, runrunenergetico.com

Petroleras destacan que el futuro de Vaca Muerta es “prometedor”, pero reclaman mejores condiciones de inversión

La expansión de la infraestructura será esencial para desbloquear la potencialidad productiva de la formación. Aparte de coincidir con ese pronóstico, Germán Macchi, Country Manager de Pluspetrol Argentina, y Ricardo Markous, CEO de Tecpetrol, confían en contribuir con el cumplimiento de las metas de la agenda gasífera local. Frente a la emergencia que significó la pandemia, la industria petrolera se mostró a la altura de las circunstancias, lo cual es digno de reconocimiento. Así lo expresó Germán Macchi, Country Manager de Pluspetrol Argentina, al disertar en el ‘Encuentro con los CEO’s’ de Argentina Oil & Gas (AOG) Patagonia 2022. “Quedó […]

La entrada Petroleras destacan que el futuro de Vaca Muerta es “prometedor”, pero reclaman mejores condiciones de inversión se publicó primero en RunRún energético.

Informacion, Información de Mercado, runrunenergetico.com

Di Tella respecto al regreso del Tren del Valle a Cipolletti: “No tenemos definiciones de Vialidad”

El intendente de la ciudad de Cipolletti no comparte la iniciativa de desviar el tránsito por Circunvalación. Dijo que necesita ver el proyecto y el plazo de ejecución. El Tren del Valle entre Cipolletti y Neuquén dejó de funcionar en febrero de este año por los reiterados accidentes sobre el puente ferroviario en la zona de la Ruta 151. Es más, días atrás la imagen de un camión atascado contra las vías volvió a repetirse. “Hasta que no resuelva la altura del puente, no presenten el proyecto de obra y veamos como el tránsito va a empezar a circular por […]

La entrada Di Tella respecto al regreso del Tren del Valle a Cipolletti: “No tenemos definiciones de Vialidad” se publicó primero en RunRún energético.

Informacion, Información de Mercado, runrunenergetico.com

Tierra del Fuego AeIAS firmó un Memorándum de Entendimiento con la provincia Shaanxi de China

El Gobierno de la Provincia de Tierra del Fuego AeIAS y el Gobierno de la Provincia Shaanxi de la República Popular China, sellaron un Memorando de Entendimiento sobre el apoyo a Shaanxi Coal Industry Chemical Group Co., Ltd. para llevar a cabo proyectos de energía e industrias químicas en Tierra del Fuego. La rubrica estuvo encabezada por el Gobernador Gustavo Melella, acompañado desde Buenos Aires por el secretario de Industria y Desarrollo Productivo de la Nación, José de Mendiguren. Además participaron el Ministro Jefe de Gabinete, Agustín Tita, la ministra de la Producción y Ambiente, Sonia Castiglione, el secretario de […]

La entrada Tierra del Fuego AeIAS firmó un Memorándum de Entendimiento con la provincia Shaanxi de China se publicó primero en RunRún energético.

Informacion, Información de Mercado, runrunenergetico.com

Oficializan los cambios en Energía, Agricultura y en el Banco Central

El gobierno oficializó a Royón en Energía y a Bahillo en Agricultura, mientras que aceptó la renuncia de Bocco en el Central. Repasá el nuevo Gabinete de Massa. El Gobierno nacional formalizó ayer a través del Boletín Oficial las designaciones en la Secretaría de Energía, los nuevos nombramientos en Agricultura, Ganadería y Pesca y las renuncias dentro del Banco Central. Flavia Royón, la nueva secretaria de Energía fue designada en el cargo oficialmente a través del decreto N° 494/22. En el mismo texto se aceptó la renuncia de Darío Martínez como titular de la Secretaría. La flamante secretaria de Energía, […]

La entrada Oficializan los cambios en Energía, Agricultura y en el Banco Central se publicó primero en RunRún energético.

Informacion, Información de Mercado, runrunenergetico.com

Jorge Ávila: “El 99% del decreto de incentivos es para Vaca Muerta”

El máximo mandatario de los petroleros privados de la provincia de Chubut objetó la norma y afirmó que no trae beneficios para Chubut, a pesar de que el ministro Cerdá y el gobernador Arcioni opinaron contrariamente y anticiparon que la norma dispuesta por Sergio Massa beneficiará también a  la provincia. “Nosotros tenemos que hacer otra pelea, porque cuando estaba Darío Martínez (como secretario de Energía de la Nación) decía que nos iba a citar a los sindicatos para estar incluidos en esa norma. No salió de esa manera y en su casi totalidad es para Vaca Muerta, no para nosotros. […]

La entrada Jorge Ávila: “El 99% del decreto de incentivos es para Vaca Muerta” se publicó primero en RunRún energético.

Informacion, Información de Mercado, runrunenergetico.com

Iuliano: “Vamos a incrementar las inversiones que teníamos previstas para este año”

YPF mejoró su posicionamiento financiero y productivo, lo que le permite revisar a la suba sus proyecciones para 2022. Según su CEO, Pablo Iuliano, Vaca Muerta desempeña un rol clave en esta recuperación de la empresa. No obstante, los planes corporativos no se limitan a dicha formación, sino que incluso se expanden al ámbito offshore. Para seguir impulsando el desarrollo hidrocarburífero de la Cuenca Neuquina, YPF planea sumar un par de equipos antes de fin de año. Así, la petrolera de bandera nacional alcanzará un total de 15 unidades operativas en el ámbito no convencional, tal como precisó su nuevo […]

La entrada Iuliano: “Vamos a incrementar las inversiones que teníamos previstas para este año” se publicó primero en RunRún energético.

Informacion, Información de Mercado, runrunenergetico.com

Argentina Energy Summit reunirá a los principales líderes del sector energético el 23 y 24 de agosto

IN-VR se complace en anunciar la segunda edición de la conferencia energética oficial en Argentina “2nd Argentina Energy Summit 2022”. La Cumbre es el único evento oficial para las industrias de hidrocarburos y energías renovables. Con el aval de la Secretaría de Energía y las provincias de Mendoza, Neuquén, Chubut y Salta, IN-VR tiene el honor de organizar el Argentina Energy Summit en Buenos Aires, Argentina, los días 23 y 24 de agosto de 2022. La cumbre presentará una plataforma de networking única que reunirá a los operadores actuales y futuros de la industria en Argentina y América Latina. Arrojará […]

La entrada Argentina Energy Summit reunirá a los principales líderes del sector energético el 23 y 24 de agosto se publicó primero en RunRún energético.

ecojournal.com.ar, Informacion, Información de Mercado

Segmentación de tarifas del gas: la extraña anomalía que pone en riesgo la consistencia técnica del esquema

En una conferencia de prensa donde primó la confusión, el Gobierno anunció este martes cómo avanzará con la segmentación de las tarifas de gas natural. De lo explicado por el subsecretario de Hidrocarburos, Federico Bernal, se desprende que el esquema diseñado incluye una anomalía técnica o, en todo caso, una polémica decisión política que derivará en un trato inequitativo para los usuarios residenciales del hidrocarburo. En concreto, el mecanismo elegido para retirar los subsidios sobre las facturas residenciales de gas provocará que un grupo de usuarios de categorías inferiores termine pagando un cargo por el fluido más caro que la de otros de categorías superiores (cuando debería ser a la inversa). Podría llegarse al extremo, incluso, en que la factura neta de un hogar de menor consumo termine siendo más onerosa que la de otro de una categoría mayor que consuma más.

El diseño del esquema de segmentación que presentaron los funcionarios de la Secretaría de Energía, que está a cargo de Flavia Royón, llamó la atención de consultores y directivos de empresas gasíferas porque va a contramano del parámetro de progresividad creciente que debería guiar cualquier sistema tarifario.

Desde esa lógica, una categoría inferior de un usuario tendría que pagar un cargo más barato que la de una categoría superior. No es lo que sucede con el plan que anunció Bernal. Es más, el nuevo esquema colisiona, al menos conceptualmente, con la segmentación por volumen que ya existe en los cuadros tarifarios actuales. Según ese ordenamiento primario, un usuario R32 paga un cargo variable en la tarifa (explicado fundamentalmente por el precio del gas natural) más barato que el de un R33, la categoría que le sigue. Pero con la nueva segmentación, esa diferenciación podría diluirse.

Números concretos

Un ejemplo concreto permite dimensionar con mayor nitidez la inconsistencia. Una vez que se implemente la segmentación diseñada por el gobierno, un hogar R31 de Metrogas que consuma 1200 m3 anuales de gas, es decir por encima del bloque subsidiado del 70% que prevé el nuevo esquema (788 m3 anuales para la categoría), terminará pagando un cargo promedio de 25,19 pesos por metro cúbico, una cifra más alta que un hogar registrado como R32 que consuma 1300 m3, que abonará 23,75 pesos.

Es una anomalía, algo que no debería pasar. De mínima incluye un trato discriminatorio y aunque es medio forzado, debería pensarse si no existe un subsidio cruzado de las categorías inferiores en favor de los hogares que más consumen. Lo que está claro es que se les coló una anomalía que no debería estar ahí”, explicó un experto en tarifación de gas y electricidad, que pidió la reserva de nombre.

“Un usuario de bajo consumo terminará pagando un cargo por m3 promedio mayor que uno de la escala superior que no supera el umbral del 70% que estableció el gobierno”, advirtió, en la misma línea, Cristian Folgar, ex subsecretario de Combustibles del gobierno de Néstor Kirchner, consultado por EconoJournal. “El efecto se produce porque se optó por un tratamiento distinto al que se utilizó con la electricidad. En ese caso, el subsidio no está definido por la categoría de usuario, sino que se aplicó un bloque común”, agregó.


Fuente: Elaboración propia en base a datos de la presentación en PPT difundida por la Secretaría de Energía

La distorsión puede generar que un usuario de menor categoría termine pagando una factura neta más cara que la de otra de categoría superior, incluso en el caso de que este último haya consumido más gas. Por ejemplo, si un usuario R22 demanda 797 m3 de gas en el año, sobre el límite de lo permitido por esa categoría, pasará a pagar una tarifa mensual de $ 4100 porque buena parte de su consumo de gas (cerca de un 25%) se ponderará a precio sin subsidio, mientras que un hogar R23 que demanda 802 m3 abonará una factura promedio de 3817 pesos. Es decir, casi 200 pesos menos por mes pese a que consumió más gas.

“Desde lo técnico, es una aberración porque rompe la cadena de incentivos. Lo lógico sería que el que consuma menos gas pague una tarifa más barata a fin de incentivar el ahorro. En este caso, se termina generando un vórtice entre el margen superior de una categoría y el límite inferior de la categoría subsiguiente en el que el sistema de incentivos está roto, no funciona”, cuestionó el gerente comercial de una petrolera.

Razonamiento

El instrumento anunciado por Bernal para retirar los subsidios sobre las facturas pivoteará sobre dos variables. En primer lugar, se considera la zona tarifaria donde se implemente la quita. La decisión apunta a adaptar el esquema a la amplia variedad climatológica que existe en el territorio nacional, con foco en los extremos fríos de la Patagonia que obligan a incrementar el uso de gas para calefaccionar. Por caso, el consumo gasífero de un hogar en Santa Cruz es, en promedio, 11 veces mayor que el de un hogar en el Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA).

En segundo lugar, también se tendrá en cuenta, al momento de retirar los subsidios, la categoría en la que está inscripto cada usuario. A los hogares del Nivel 1 se les retirará el 100% de las subvenciones a lo largo de tres bimestres consecutivos (un 20% en el primero, un 40% en el segundo y el 40% restante en el tercero). A los del Nivel 2, que están encuadrados bajo la tarifa social, no se les aplicará ninguna quita de subsidios. Mientras que a los de Nivel 3, segmento que abarca a la clase media, se les mantendrán los subsidios para el 70% del consumo promedio de cada categoría.

La forma de calcular ese número es peculiar: se determinará a partir de los umbrales mínimos y máximos de cada categoría. Así, por ejemplo, para la categoría R1 de Metrogas, en la que están registrados los usuarios que consumen de 0 a 500 metros cúbicos (m3) en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires (CABA), el volumen anual subsidiado de gas surgirá de sumar 0 y 500 (lo que lógicamente da 500), luego dividirlo por dos para calcular el promedio y finalmente, sobre esa cifra, calcular el 70%, lo que arroja un final de 175 m3 anuales.

Inconsistencia

Lo problemático del esquema, como se explicó en la introducción de la nota, es que su aplicación funciona como un desincentivo para el ahorro de gas entre los usuarios que registran un consumo situado en el margen superior de su categoría.

Ó quienes diseñaron este esquema sencillamente no se percataron del mismo. O sí lo hicieron, pero igualmente prefirieron no estipular un consumo promedio de gas por zona o subzona tarifaria para no perjudicar a los usuarios de la Patagonia, que mayoritariamente se ubican dentro de las categorías más altas porque demanda grandes cantidades de gas para calefaccionarse.

De ese modo, a diferencia de lo que ocurre con el esquema de segmentación de las tarifas eléctricas, en el que los usuarios de rango bajo o medio no padecerán la quita de subsidios, en el caso del gas sí habrá un impacto para estos consumidores, que incluso podría ser, en términos relativos, más importante que para los grandes consumidores.

“El problema es la discrecionalidad. Si un usuario de una categoría inferior que consuma menos gas que otro de una categoría superior termina pagando una factura más cara habría que indagar sobre la legalidad de la medida”, explicaron en una productora de gas. “La enorme mayoría de la gente no se va a dar cuenta, pero técnicamente es un problema. Habría que corregirlo”, advirtió.

La entrada Segmentación de tarifas del gas: la extraña anomalía que pone en riesgo la consistencia técnica del esquema se publicó primero en EconoJournal.

, [#item_author]

ecojournal.com.ar, Informacion, Información de Mercado

Offshore en el Mar Argentino: el proyecto que no tiene grietas

Un par de horas antes que la AOG Patagonia 2022 cerrara sus puertas se desarrolló la conferencia “El proyecto de Offshore en el Mar Argentino”, en el auditorio del Espacio Duam, en la ciudad de Neuquén. Allí estuvo presente Marcelo Guiscardo, presidente de la Fundación Clúster de Energía Mar del Plata, y –a través de videollamada desde Houston- Diego Lamacchia, VP de Operaciones de Leviticus Subsea. Ambos hicieron un repaso de las “bondades” de este tipo de desarrollos para la Argentina, así como del alto riesgo que implican las operaciones en alta mar. Y coincidieron en que se trata de un proyecto que se comparte desde lo político y que es una gran oportunidad para el país por la cantidad de barriles de petróleo que se podrían producir, incluso, superando la producción actual de Vaca Muerta.

“Este es un proyecto que no tiene grietas”, definió Guiscardo, remarcando que durante el gobierno de Cristina Fernández de Kirchner fue quien extendió las áreas, ampliando la cuenca del Mar Argentino, en 2013, de las 200 millas marítimas a las 300, y esto permitió licitar las nuevas áreas. Durante el gobierno de Mauricio Macri, se licitaron esos bloques y ya con el gobierno actual se continuó con los procesos para brindar los permisos, sobre todo, de obtener la tan deseada “licencia social”, con los pasos establecidos como las Audiencias Públicas. “La sociedad tiene que decidir qué es lo que quiere hacer”, dijo.

Bondades y alto riesgo

Durante la conferencia se defendió la importancia que tiene el Offshore argentino en números. El llamado a licitación para la exploración implica una superficie ofrecida de 225.000 km2; y una adjudicada de 94.834 km2 (un 42%). Las áreas ofrecidas son 38 y las adjudicadas, 18 (47%); y la inversión comprometida -según datos de YPF- en total en las 18 áreas, es de 720 millones de dólares. Y se enumeró a “los grandes jugadores” que están interviniendo, por ejemplo, empresas operadoras como Enap, Eni, Equinor, ExxonMobil, Pan American Energy, Pluspetrol, Sipetrol, Shell, Tecpetrol, Total Energies, Wintershall, YPF, Ullow Oil; a empresas de servicios como Baker Hughes, Halliburton, Weatherford, Schlumberger; y la pata tecnológica del Conicet, el centro tecnológico argentino que engloba también a otras organizaciones.

A su vez, se mencionó la dificultad de explorar áreas con un tamaño superior a los 15.000 km2. “son áreas tan grandes, que, aunque se haga sísmica, no se sabe qué hay”, afirmó Lamacchia. Ahora bien, aseguró que “si el pozo es bueno, se va a desarrollar con certeza”. Teniendo en cuenta el camino que aún falta recorrer para tener empresas operando en la zona del Mar Argentino, ubicada frente a Mar del Plata, se especula con que “se van a acortar los tiempos”, aun teniendo mucha oposición social por el temor a la contaminación ambiental.

Números

Hay dos áreas grandes, el Mar Argentino Norte, y la Cuenca de Malvinas. En Mar del Plata, las compañías y organizaciones están todas esperando que se concreten los proyectos: “son 73 las compañías que quieren trabajar en el Oil & Gas”, indicó Guiscardo. El pozo denominado CAN-100 es el ejemplo dado para dimensionar “todo lo que puede dar” el Offshore argentino: es un área que se ubica a 300 kilómetros de la costa de Mar del Plata, de allí se cree que podrían surgir unos 1.700 millones de barriles de petróleo equivalentes. Este yacimiento -indicaron- puede generar 22.000 puestos de trabajo, va a necesitar una inversión de 6.000 millones de dólares y puede producir 80.000 barriles por día. Es decir, el 15 % aproximadamente de lo que se está produciendo hoy en la Argentina. Si llega a haber un descubrimiento “van a venir muchos más que van a querer explorar, las posibilidades crecen automáticamente”. “Hay muy buenas posibilidades en Argentina teniendo en cuenta lo que se viene realizando en la Cuenca Austral desde hace muchos años”, señaló Guiscardo.

Tomaron como ejemplo un estudio elaborado por la consultora EcoLatina Energy diciendo que lo que están esperando en porcentaje del PBI es que pueda logar un crecimiento de un 3,5 por ciento.

¿Offshore versus Vaca Muerta?

Guiscardo mencionó que –como se escuchó durante toda la AOG Patagonia- las expectativas son que la producción de Vaca Muerta llegue –en 10 años- a 1 millón de barriles por día, y aseguró que “el Offshore tiene el mismo tipo de potencialidad, pero los riesgos son totalmente diferentes”. Sí, aclaró, que un solo descubrimiento en el fondo marino implicaría que esas áreas pasan del 20 al 80 % de probabilidad de encontrar petróleo. Además, dijo que “el offshore es más eficiente, ya que 8 pozos pueden producir 80 mil barriles por día”.

Ahora bien, se puso el foco también en la falta de capacitación de personal especializado: “Vamos a tener que capacitar a gente a trabajar en offshore en la provincia de Buenos Aires, es algo nuevo”, expresaron.

Otro de los puntos salientes de la conferencia fue la seguridad de las operaciones y en la necesidad de hacer un balance entre riesgos y beneficios. Lamacchia dijo que en el ciclo de vida del proyecto, el diseño de seguridad se aplica durante toda la etapa del proyecto, y que se deben tomar medidas precautorias para que la operación sea lo más segura posible.

Y aclaró que lo que más cuesta controlar son los errores humanos: “Se utilizan herramientas que son de alta complejidad, y los riesgos no se pueden controlar al 100 por ciento porque somos seres humanos y está asociado a nuestro comportamiento. A pesar de que son operaciones de alto riesgo, son muy provechosas”.

Una de las opciones que consideraron viables es la creación de un Centro Tecnológico del Offshore, – que aún no existe en Argentina- y la intención es que se instale en Mar del Plata. Además, se mostró como atractivo que la ciudad ya tiene a su puerto en condiciones con diques secos para reparar barcos, y la presencia de la Prefectura Argentina con todo su equipamiento.

La entrada Offshore en el Mar Argentino: el proyecto que no tiene grietas se publicó primero en EconoJournal.

, [#item_author]

ecojournal.com.ar, Informacion, Información de Mercado

Las transportadoras proyectan nuevos mercados para el gas local

Después de optimizar la cobertura gasífera doméstica, la Argentina debería valerse de los recursos no convencionales de Vaca Muerta para abastecer a los mercados vecinos de Chile, Brasil y Uruguay. Acto seguido, el país estará en plenas condiciones de avanzar hacia un proyecto de gas natural licuado (GNL) a gran escala. Así lo aseguró Daniel Ridelener, director general de Transportadora de Gas del Norte (TGN), quien disertó en el ‘Encuentro de los CEO’s’, en el marco de Argentina Oil & Gas (AOG) Patagonia 2022.

El costo del transporte del fluido a San Pablo, puntualizó, será alto si se piensa en términos de infraestructura nueva. “Pero se puede despachar gas a ese mercado sin ningún problema vía Bolivia, con obras relativamente menores para revertir el Gasoducto Norte. Lo más probable es que la molécula local no llegue a destino, sino que se haga algún tipo de swap con los bolivianos, que actuarán como una suerte de intermediarios comercializadores y/o almacenadores del recurso. Está todo dado para que este proyecto sea competitivo”, aseveró.

En la misma tónica se manifestó Oscar Sardi, CEO de Transportadora de Gas del Sur (TGS), quien reivindicó los éxitos obtenidos en Vaca Muerta y puso el foco sobre los retos que depara el desarrollo masivo de sus riquezas. “Con una inversión inicial de 300 millones de dólares, en su momento construimos 115 kilómetros (km) de caños de 30 y 36 pulgadas en el corazón de la formación. Hoy ese gasoducto, que ya posee unos 150 km y en el primer trimestre del año que viene alcanzará los 180, es capaz de transportar 60 millones de metros cúbicos (m3) diarios”, precisó.

Las inversiones de la firma en materia de acondicionamiento, sostuvo el directivo, arrancaron con un programa de 5 millones de m3 por día que actualmente se sitúa en unos 15 millones de m3. “En 2023 instalaremos una planta que no sólo acondicionará, sino que además permitirá procesar gas natural para extraer propano, butano y gasolina. Y en 2024 construiremos otra, similar a la anterior, que elevará nuestra capacidad de acondicionamiento hasta los 28 millones de m3 diarios”, puntualizó.

Mucho por hacer

De acuerdo con Ridelener, el proyecto Uruguayana-Porto Alegre comenzó a ser analizado a fines de los años ’90, en simultáneo con la inauguración del gasoducto hasta Uruguayana y la central termoeléctrica. “Habría que retomarlo para ver cómo cierra el anillo gasífero. Estarían faltando poco menos de 600 km, aparte de vincular todo el sistema argentino vía Porto Alegre con el mismo gasoducto que sale desde Bolivia y pasa por San Pablo. Esto tiene lógica desde el punto de vista de la infraestructura”, comentó el ejecutivo. Seguramente, acotó, se necesitarán algunos contratos de largo plazo que justifiquen la inversión.

Consultado sobre la existencia de un mercado internacional para el GNL argentino, mencionó el realineamiento en la provisión que está mostrando Europa. “Más allá de eso, en todo el mundo se están licuando diariamente entre 1.600 y 1.700 millones de m3 para su comercialización. Los volúmenes que podamos planificar a nivel local seguramente serán una gota en un mercado infinito, que además exhibe fuertes proyecciones de crecimiento”, pronosticó.

Hay que mirar a largo plazo, subrayó, poniendo el foco en los precios de equilibrio, sobre todo considerando que la construcción de instalaciones de GNL no demanda pocos meses, sino varios años. “De todas formas, el conocimiento que venimos adquiriendo en Vaca Muerta nos permite ser cada vez más competitivos”, reivindicó.

Polo exportador

La infraestructura que construyó TGS en Vaca Muerta, expuso Sardi, fue clave para el cumplimiento de las ambiciosas metas que planteó el Plan Gas. Ar. “Estamos muy comprometidos con la formación desde el comienzo de su desarrollo. Debemos agradecer, en ese sentido, el respaldo de nuestros accionistas, que aprobaron todas las inversiones que solicitamos, y del gobierno neuquino. Cuando la provincia, los gremios y las empresas articulan su trabajo, no hay obstáculo que se interponga”, sentenció.

Según sus palabras, Vaca Muerta tiene una capacidad de recursos verdaderamente “infernal”. “Debemos apuntar a que se convierta en un polo exportador tanto en materia de petróleo como de gas. Por nuestra parte, estamos trabajando en un proyecto modular de licuefacción en Bahía Blanca que arrancará con una producción de 4 millones de m3 diarios, con la chance de elevar sustancialmente esa capacidad”, anticipó.

De concretarse la iniciativa, añadió, la Argentina podrá exportar hasta 4 toneladas (Tn) anuales de GNL desde el puerto bahiense en un plazo máximo de 24 a 30 meses. “Los traders están en el mar. China siempre figura como el mercado por excelencia. Y hoy aparece Europa como una alternativa que en el pasado no estaba. De todos modos, lo que más nos debe preocupar es ofrecer un producto con un valor competitivo a boca de pozo (es decir, no superior a los U$S 8 ó U$S 9 por millón de BTU). En eso estamos concentrando nuestros esfuerzos”, garantizó

Al tomar gas de un sistema de transporte, agregó, la planta no trabajará durante tres meses. “Esta metodología de trabajo contra-estación podría brindarnos una ventaja comparativa en el mercado internacional”, concluyó.

La entrada Las transportadoras proyectan nuevos mercados para el gas local se publicó primero en EconoJournal.

, [#item_author]

Información de Mercado

Tarifas: Gobierno dio a conocer el nuevo esquema de gas, luz y agua

La Secretaría de Energía anuncia los detalles del nuevo esquema de subsidios al consumo de agua, gas y electricidad, que incluye la segmentación según los ingresos de los usuarios, con una diferenciación de acuerdo a la región del país, y un tope de referencia para incentivar la eficiencia y el ahorro energético.

La secretaria de Energía, Flavia Royón, afirmó hoy que el esquema de segmentación de tarifas que aplicará el Gobierno nacional “es una política distributiva con sentido social”, y consideró que “hay que darle subsidios a quien realmente los necesita”, durante una conferencia de prensa en el microcine del Palacio de Hacienda para dar a conocer los nuevos valores de los servicios de luz, gas y agua. En ese sentido, afirmó hoy que en la Argentina “hay que instalar el uso racional de energía”.

Junto a la secretaria de Energía está el secretario de Finanzas, Raúl Rigo, la presidenta del directorio AYSA, Malena Galmarini, el subsecretario de Energía Eléctrica, Santiago Yanotti, el subsecretario de Hidrocarburos, Federico Bernal y la subsecretaria de Planeamiento Energético, Cecilia Garibotti.

Por su parte, el subsecretario de Hidrocarburos, Federico Bernal, dijo que la quita de subsidios en el consumo de gas se hará “en tres etapas” que serán en septiembre, noviembre y enero con “aumentos progresivos”, durante una conferencia de prensa en el microcine del Palacio de Hacienda para dar a conocer los nuevos valores de los servicios de luz, gas y agua.

Al respecto, la Secretaria de Energía, Flavia Royón, precisó que si bien en principio se había previsto quitar los subsidios en tres tramos iguales, se tomó la decisión de que el primer tramo será de 20% y el 80% restante en las dos etapas restantes posteriores, porque se prevé que “los costos van a tender a bajar y va a ser mas accesible para la gente”.

 

Segmentación de gas, luz y agua

En el caso del gas natural, tras la apertura del Registro de Acceso a los subsidios a la Energía, un total de 269.725 hogares no solicito continuar con ese beneficio, y se categorizan como “nivel 1”. En tanto, 2.880.090 usuarios quedaron en el nivel 2, aquellos que se ubican en la franja de menores ingresos y donde provisoriamente se incluirán beneficiarios de la tarifa social. Por su parte, 2.599.550 usuarios quedaron agrupados en el nivel 3, ya que corresponden a hogares de ingresos medios.

“La cantidad de gas demandada por los hogares no se encuentra relacionada con el nivel de ingresos y se vincula directamente con condiciones climáticas, cantidad de participantes del hogar, características constructivas de la vivienda y la eficiencia de los equipos domésticos”, indicó el informe gubernamental.

Señaló que “el consumo de gas por redes en los hogares ubicados las regiones más frías del país duplica al de regiones templadas”.

En el caso de la electricidad, un total de 399.156 usuarios perderán la totalidad de los subsidios.

Mientras tanto, en el caso del agua, los usuarios del nivel alto sufrirán una quita total del subsidio desde el 1 de noviembre. Unos 3,5 millones de usuarios de agua perderán la totalidad de los subsidios a partir de noviembre.

La gente paga por litro de agua el 30% de lo que cuesta potabilizarla. El Estado cubre 70 % del servicio y 30% lo cubre la empresa con ingreso de recaudación.

Fuente:https://www.ambito.com/economia/subsidios/tarifas-gobierno-dio-conocer-el-nuevo-esquema-gas-luz-y-agua-n5510828

Información de Mercado

Negocios que surgen a partir de Vaca Muerta

El ministro de Economía, Sergio Massa, colocó al sector energético en el eje de su propuesta de salida de la crisis y de su modelo de desarrollo, tal cual quedó de manifiesto con las fuertes medidas de aliento para el área que anunció la semana pasada. Este fin de semana hubo ecos de aquéllos anuncios por al menos dos lados.

Primero, fue la estimación del impacto que tendrá uno de los anuncios hecho por Massa: la ampliación de la capacidad de transporte del Oleoducto del Valle permitiría incrementar las exportaciones en hasta 6500 millones de dólares al año.

Por otro lado, un economista de Cifra-CTA propuso el lanzamiento de un “bono Vaca Muerta” con garantía en los recursos naturales “para ofrecerle como inversión a los exportadores de granos”, como alternativa a la especulación con el dólar ilegal.

El anuncio de la puesta en marcha de las obras de ampliación del oleoducto que une Vaca Muerta, en Neuquén, con el puerto de Bahía Blanca, significará la posibilidad de incrementar las exportaciones en hasta 250 mil barriles diarios, que en valores se calcula que representan unos 6500 millones de dólares al año.

 

Oldelval  transporta hidrocarburos líquidos mediante una red integrada de más de 1.700 kilómetros de oleoductos que atraviesan cuatro provincias: Neuquén, Río Negro, La Pampa y Buenos Aires. Son accionistas de la sociedad YPF, Exxon Mobil, Chevron, Pan American Energy, Pluspetrol, Tecpetrol y Pampa Energía, que a la vez son usuarias del servicio de transporte de la empresa.

El oleoducto es el que permite transportar el 100% del petróleo extraído de Vaca Muerta, lo que representa el 90% del petróleo de la Cuenca Neuquina y más del 50% a nivel nacional. La extensión de la concesión, que vence en 2028, se afirma que destrabará las inversiones de largo plazo y desarrollar el potencial de Vaca Muerta. El compromiso asumido por Massa es prorrogar por otros diez años la concesión, tal como lo prevén los pliegos vigentes, y dar continuidad a los proyectos presentados.

En paralelo, el economista Pablo Manzanelli, coordinador del Centro de Investigación y Formación de la República Argentina (Cifra-CTA), también puso el eje en los hidrocarvburos de Vaca Muerta, pero en su caso para formular la propuesta de creación de un instrumento financiero que alivie la presión sobre el dólar ilegal.

Propuso lanzar “un bono Vaca Muerta” con “una garantía muy significativa, que son los propios recursos naturales”, para crear así un instrumento de inversión financiera alternativo a la compra del dólar ilegal que “solvente lo que la Argentina necesita, como reducir las importaciones energéticas”.

La idea que expuso es ofrecerle al “exportador de granos qué hacer con los pesos” una vez que liquida, porque -advirtió- “si no se lleva todo al paralelo y tenemos las corridas cambiarias” que, como en las últimas semanas, sufrió la economía argentina sin muchas posibilidades de defenderse, dada la escasez de reservas en el Banco Central.

Fuente:https://www.pagina12.com.ar/473616-negocios-que-surgen-a-partir-de-vaca-muerta

 

 

Información de Mercado

Proyectan aumentar las ventas de gas no convencional a Chile

Hace unos años parecía prácticamente imposible lo que hoy se está viviendo, en términos hidrocarburíferos, en suelo neuquino. Así lo aseguró Alberto Sagesse, presidente de Gas y Petróleo (G&P) del Neuquén, durante su presentación en el ‘Encuentro con los CEO’s’, en el marco de Argentina Oil & Gas (AOG) Patagonia 2022. “Se está cumpliendo con mucha solvencia el objetivo de promover las inversiones en Vaca Muerta”, aseguró el directivo.

Según sus palabras, G&P ya cuenta con cerca de 40 contratos suscriptos y 14 concesiones no convencionales, de las cuales 10 se encuentran en producción. “Tenemos como socios a empresas de la talla de Total, Shell, Exxon, Tecpetrol y Vista, entre otras”, enumeró. En los últimos dos años, expuso, la idea fue adecuar el desenvolvimiento de la firma a un contexto desafiante, signado por la pandemia y por la guerra. “Tuvimos que hacer algunas desinversiones, porque en un primer momento se había pensado a G&P como una empresa provincial operadora. En ese sentido, nos desprendimos de Aguada Federal y Aguada del Chañar. Y gracias a eso, pudimos pagar absolutamente todas nuestras deudas y sellar un contrato con Pan American Energy (PAE) por Aguada Cánepa, área que ya entró en la etapa productiva, donde por primera vez invertiremos a la par de nuestros socios”, resaltó.

En la actualidad, precisó, G&P alcanzó una producción de 4.800 barriles de petróleo por día y casi 140.000 de gas. “Con esos volúmenes estamos repagando todas las deudas contraídas. Ya hemos desembolsado casi 30 millones en los últimos dos años. Y hemos repartido dividendos por 400 millones de pesos. Este año pensamos duplicar esa cifra”, cuantificó. Sin deudas con el sistema financiero, detalló el ejecutivo, la meta de la empresa es seguir focalizada en la promoción de los casi 60 yacimientos que aún no tienen operador en Neuquén.

 

 

Crecimiento sostenido

A su turno, Horacio Turri, director ejecutivo de Exploración y Producción de Pampa Energía, afirmó que los mayores esfuerzos de su organización vienen fundamentalmente orientados al negocio del gas natural. “De la mano del primer Plan Gas, crecimos casi un 60% y colaboramos de manera decisiva con la cobertura nacional en el pico de la demanda del período invernal”, apuntó.

El yacimiento insignia de la compañía, enfatizó, es claramente El Mangrullo. “Cuando nos hicimos cargo del bloque, en 2016, producía menos de 2 millones de metros cúbicos (m3). Hoy ya estamos por encima de los 8,5 millones, y hay margen en pos de seguir creciendo”, comparó.

Para obtener estos resultados, comentó, Pampa invirtió casi 1.200 millones de dólares en un lapso de cinco años. “Adicionalmente, mejoramos en materia de ingeniería, optimizamos los costos y aumentamos la eficiencia. En efecto, alcanzamos niveles de reducción de costos de CAPEX cercanos al 40%”, puntualizó. No menos relevante, acotó, fue el posicionamiento exportador de la compañía. “En los meses de prima vera y verano de 2021-2022, exportamos alrededor de 2 millones de m3 diarios por un monto de entre u$s 120 millones y u$s 130 millones”, completó.

Proveedor natural

Hoy está en concesión apenas un 8% de la superficie de Vaca Muerta. A decir de Sagesse, el gran desafío pasa por ampliar significativamente ese porcentaje y expandir el sistema de transporte para hacer más atractivos algunos campos del oeste. “También habrá que poner en valor el Gasoducto del Pacífico con Chile y convencer a las autoridades nacionales de la necesidad de establecer una zona especial para la comercialización de ese gas”, proyectó.

En ese sentido, señaló Turri, resulta obvio que la Argentina tiene que ser un proveedor natural del fluido para el mercado chileno. “Con ese horizonte exportador por delante, el panorama para la industria es muy alentador”, estimó.

En lo inmediato, reveló, Pampa Energía aprovechará el contexto a favor para llevar adelante una renegociación con la provincia de Neuquén que posibilite la perforación de 14 nuevos pozos en Sierra Chata. “En paralelo, impulsaremos un proyecto de exploración avanzada con pozos de rango horizontal en Mulichinco, sin descuidar nuestra actividad en El Mangrullo”, concluyó.

 

Fuente: https://econojournal.com.ar/2022/08/proyectan-aumentar-las-ventas-de-gas-no-convencional-a-chile/

 

 

Informacion

Argentina recorta los subsidios en facturas de luz, gas y agua

Con el nuevo esquema de segmentación energética, el Gobierno argentino espera un ahorro fiscal de 350 millones de dólares, gracias a la reducción de los subsidios en materia de energía eléctrica y gas para este año. Muchos argentinos dejarán de contar con este beneficio que, según el Ejecutivo, “será para quienes más lo necesitan”.

Denominado como una “readecuación de subsidios”, la Secretaría de Energía de Argentina dio a conocer los detalles del nuevo esquema energético que, principalmente, reducirá o eliminará el subsidio para los sectores con mayor poder adquisitivo y se mantendrá únicamente para los más vulnerables.

Aunque el cambio se hará según los niveles de ingreso y consumo, el proceso se hará de forma escalonada.

La cartera energética del país abrió los formularios para los solicitantes del subsidio bajo las nuevas condiciones, en el que se esperan alrededor de 13 millones de personas.

“Tratamos de que llegue el subsidio al que más lo necesita y con el ahorro fiscal empecemos a converger en las obras para desarrollar el potencial energético. La gran mayoría no va a tener aumentos”, aseguró en rueda de prensa, Flavia Royón, la secretaria de Energía encargada de presentar el proyecto.

Otras de las razones para tomar esta decisión fueron el incremento de los costos energéticos debido a la guerra en Ucrania, que ya complica a varios países europeos y sirve de espejo para el resto del mundo, y el acuerdo con el Fondo Moneterario Internacional (FMI), pues Argentina se comprometió con la entidad económica a realizar recortes en los subsidios estatales de energía y así aliviar la carga fiscal.

El esquema segmentado se organizó en tres niveles: el nivel 1 es para quienes cuentan con los mayores ingresos y no hicieron solicitud de registro; el 2 para “menores ingresos registrados” y el 3 para ingresos medios.

“Lo que se definió es un volumen fijo a ser subsidiado y no un porcentaje, en ese sentido, está muy bien representado en función del lugar en el que cada persona reside”, aseguró Federico Bernal, subsecretario de Hidrocarburos.

Se espera que dicho alivio fiscal permita un ahorro de entre el 0,4% y 0,5% que se verá reflejado en el Producto Interno Bruto (PIB) de 2023, mientras se tiene la meta acordada con el FMI del 2,5 de déficit para este año.

La nueva medida también busca un ahorro de 14 millones de dólares con la reducción del subsidio sobre la factura de agua.

Con EFE y medios locales.

Fuente https://www.france24.com/es/programas/econom%C3%ADa/20220817-argentina-recorta-los-subsidios-en-facturas-de-luz-gas-y-agua

 

energiaestrategica.com, Informacion, Información de Mercado

Brasil canceló la subasta de energías renovables con nuevas señales al mercado

El Ministerio de Minas y Energía (MME) finalmente canceló la Subasta de Nueva Energía A-6 (LEN), como resultado de varias medidas en curso, como la propuesta de apertura del mercado, la ampliación de la generación distribuida y el descuento de las usinas de Eletrobras.

«Así, las distribuidoras de energía no declararon la necesidad de comprar energía eléctrica para la Subasta A-6 de 2022», aseguraron desde el gobierno brasileño.

«La medida representa un ahorro administrativo y de recursos para los agentes privados, en la medida en que el evento se limitaría a revelar que, si bien existe oferta de proyectos, no existe demanda de contratación en el entorno regulado», agregan.

Y cabe recordar que dicha convocatoria registró 545 proyectos eólicos por 21590 MW de capacidad, 99 centrales hidroeléctricas por 1675 MW, 18 de biomasa por 1003 MW, 51 de gas por 31689 MW y otros 9 emprendimientos de residuos sólidos urbanos por 176 MW de potencia.

Las medidas fueron tomadas con base en las Ordenanzas del MME N° 41, de 14 de abril de 2022, y N° 47, de 12 de julio de 2022, que versan, respectivamente, sobre los lineamientos y la sistemática necesaria para la implementación, el 16 de septiembre de 2022 , de las Subastas de Nuevas Energías “A-5” y “A-6”, en 2022.

Pero por otro lado, el país ratificó la Subasta A-5 de este año y envió los precios máximos propuestos por la Empresa de Pesquisa Energética (EPE) y aprobados por el Ministerio de Minas y Energía.

Por lo que todo está encaminado para que dicha LEN A-5 se realice el 16 de septiembre de 2022 y el suministro de energía comience el 1 de enero de 2027.

energiaestrategica.com, Informacion, Información de Mercado

¿Qué diferencias hay entre Brasil y Argentina para el almacenamiento de energía?

El almacenamiento de energía en baterías sigue ganando terreno en diversos mercados de la región y tras la asunción de Flavia Royón como nueva Secretaria de Energía y su vinculación con la industria del litio, podría pensarse que Argentina tome un mayor rol en el tema y se desarrolle el mercado del storage, siguiendo los pasos de países vecinos como Brasil o Chile. 

Juan Pablo Prieto, gerente de Proyectos en ROCSA Energías Renovables, dialogó con Energía Estratégica y comparó el panorama entre Argentina y Brasil, además de las alternativas que podrían surgir en ese camino de la transición energética. 

“Brasil y Argentina tienen muchas diferencias por las condiciones que ofrecen. Pero en el primero de ambos, las cuestiones de mercado están más claras y también la presión es más baja, lo que permite un negocio más fuerte en movilidad y el almacenamiento estático de energía, ya sea para las empresas o residencias”, explicó. 

“Más allá de la cantidad de población entre ambos países, Brasil da un significado claro de que su mercado está muy potenciado. Mientras que la regulación es empujada por el ámbito privado junto a organismos estatales, además que se sinceraron muchos de los impuestos referidos a la importación de productos vinculados al almacenamiento de energía y la generación fotovoltaica”, agregó. 

Para ponerlo en números, Brasil ya superó el millón de instalaciones de generación distribuida solar – tope de hasta 5 MW – y acumula una capacidad instalada de poco más de 12 GW, lo que representa más del 67% de la potencia fotovoltaica total.

En tanto que Argentina posee 916 usuarios-generadores que suman 15,37 MW instalados y conectados a la red, lejos de lo estipulado en el Plan Nacional de Energía y de Cambio Climático debido a diversas dificultades e incertidumbres del mercado, como por ejemplo dificultades para la importación de los sistemas, que no son considerados bienes de capital

Y a ello se debe añadir que hay un gran margen de diferencia entre los costos del kWh, lo que deriva en que el retorno de inversión también sea mayor para el caso argentino y menor para el país que preside Jair Bolsonaro. Según lo que explicó el especialista, “en Brasil las tarifas no tienden a la baja y rondan USD 0.20 por kWh, pero en Argentina no debe llegar a USD 0.04 por kWh”.

La incorporación de almacenamiento en Brasil sumaría más de 6 GW solares al 2030

Por otro lado, Juan Pablo Prieto también se refirió a cómo puede afectar un mayor interés en la explotación del litio en el plano nacional, teniendo en cuenta que el norte Argentino posee gran potencial de dicho mineral. 

“Para explotar el litio de forma eficiente y sea productivo para el crecimiento del país, debe haber claras condiciones de mercado. Y eso no se logra únicamente con un cambio de autoridades, por lo que si Argentina no se decide a generar las condiciones óptimas para que ese recurso se explote y traiga un crecimiento, el mercado tiene otras soluciones”, planteó. 

¿Qué tipo de alternativas? “Por ejemplo, varias empresas del mundo y algunas de Brasil se enfocan en el reparo y reúso de esas baterías ya existentes, bajo el concepto de economía circular, que permite tener una segunda aplicación, como puede ser el uso estático de las baterías para residencias o empresas”, detalló el gerente de Proyectos en ROCSA Energías Renovables.

energiaestrategica.com, Informacion, Información de Mercado

Alerta en México: Negación de permisos incrementaría los precios de las renovables

México atraviesa varios retos para la implementación de nueva capacidad renovable y mayor participación en la matriz energética del país. Ya sea desde cambios regulatorios, falta de subastas de largo plazo o incluso la insistente respuesta negativa de la Comisión Reguladora de Energía para obtener permisos de generación. 

Frente a ese panorama, María José Treviño, country manager de Acclaim Energy, explicó lo que podría ocurrir si no se revierte la situación y brindó algunas recomendaciones para el sector industrial que pretenda apostar por las energías renovables en México. 

“Uno de los retos es la falta de inversión en infraestructura y energía disponible. Actualmente vemos proyectos de subestaciones (SE) de cómo aprovechar y generar beneficios de SE subutilizadas de inversión que muchos privados están haciendo”. 

“Y a raíz de que no se están otorgando permisos de gran escala, posiblemente se incrementarán los precios de las renovables en un futuro próximo debido a la oferta y demanda”, afirmó durante un webinar realizado por Acclaim Energy en conjunto con la Comisión de Energía de Tamaulipas. 

Puede leer: Más de 850 MW renovables no podrán generar energía en México por decisión de la CRE

Con eso quiso decir que existe una capacidad limitada de tales recursos, ya que sólo hay poco más de 15 GW operativos (7.3 GW eólicos y 8.1 GW solares) y tampoco se prevén nuevas inversiones eólicas por tres años (sólo algunas fotovoltaicas), por lo que se necesita entender cómo se comporta la oferta y la demanda, cómo está la política energética y, a partir de ahí, la estrategia a corto, mediano o largo plazo. 

Otro concepto al que consideró importante es aquel referido a los contratos de autoabasto y la incertidumbre que lo rodea, ya que es una alternativa tan criticada por la actual administración de López Obrador y puesta en duda a través de la reforma a la Ley de la Industria Eléctrica. 

“Muchas empresas contemplan el autoabasto porque están comprometidos a plantas de generación no renovables y buscan migrar hacia energía más limpia, por riesgo regulatorio y por competitividad en precios”, sostuvo. 

“Y si bien el año pasado vimos aumentar los costos de esta alternativa de generación, sigue habiendo oportunidad de costo. E incluso para los parques eólicos y solares de autoabasto es un muy buen momento para migrar al mercado eléctrico mayorista”, agregó. 

“O mismo evaluar transicionar una parte de su permiso al MEM ya que existe disponibilidad finita de este tipo de generación y la demanda es creciente en el mercado, donde realmente pueden participar los usuarios calificados”, continuó. 

energiaestrategica.com, Informacion, Información de Mercado

Cómo son las soluciones fotovoltaicas multiescenario que Solis despliega por el mundo

Las soluciones fotovoltaicas multiescenario de Solis fueron lanzadas oficialmente a nivel mundial, lo que ayudará a los clientes a encontrar soluciones más rápido.

4 soluciones fotovoltaicas para cumplir con los requisitos de aplicación en escenarios múltiples.

Con 17 años de experiencia en inversores de cadena, así como sólidas relaciones comerciales en canales globales y tecnologías innovadoras, las soluciones fotovoltaicas multiescenario de Solis incluyen soluciones para sistemas de almacenamiento de energía, plantas de energía residenciales, plantas de energía C&I y plantas a gran escala. Los diagramas del sistema de solución multiescenario le darán una idea de cómo funciona la energía fotovoltaica y aseguran que el cliente logre los siguientes objetivos en cada escenario:

Residencial: Autogeneración, autoconsumo, excedentes a la red.

C&I: Generación de energía de alta eficiencia, control dual del consumo de energía.

Utilidad: Operación y mantenimiento inteligente, Sistema amigable.

Almacenamiento de energía: Energía verde neutra en carbono, nunca sin energía.

Elija libremente los modelos que más le convengan para una vida carbono neutral.

En la página del producto, puede ver la información detallada de los inversores actualmente en venta, también puede ver los aspectos más destacados de los productos, así como la hoja de datos, el manual de instalación, el certificado y el video de instalación.

De acuerdo con los diferentes escenarios de aplicación que desee, Solis se combinará con el costo del ciclo de vida, la conveniencia de la instalación del sistema, el costo de construcción, el costo de operación y mantenimiento y otros factores para brindarle la mejor solución para la central eléctrica.

Las soluciones de energía inteligente multiescenario de Solis se han utilizado en ubicaciones de alto perfil en todo el mundo, incluida la Expo de Shanghái (Shanghai, China) y en la Torre Eiffel (París, Francia), junto con otros proyectos domésticos y comerciales líderes que han sido ampliamente reconocidos por el mercado.

Solis está implementando productos a largo plazo con una visión internacional, insistiendo en un servicio de clase mundial, ubicando a los clientes como nuestra máxima prioridad y desarrollando tecnología para impulsar al mundo con energía limpia.

Solis está construyendo gradualmente un ecosistema de energía limpia, creando sistemas fotovoltaicos sostenibles a través de 4 soluciones fotovoltaicas principales, creando valor continuamente para los clientes, reduciendo continuamente el LCOE, acelerando el proceso de paridad de red global y creando una tierra verde sin carbono.

energiaestrategica.com, Informacion, Información de Mercado

Dudas: Al 2024 Colombia aumentaría un 60% toda su capacidad instalada sólo con centrales eólicas y solares

Ayer se llevó a cabo la última jornada de socialización del nuevo procedimiento de solicitudes de conexión que promueve la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME), donde se explica la implementación de la famosa Resolución CREG 075.

Allí se indicó que ya fueron asignados 16.473 MW de capacidad. El 62% es solar (10.272 MW); 17% eólico (2.732 MW); 17% hidroeléctrica (2.775 MW); el 4% de térmicas (666 MW); y 28 MW en biomasa.

El grueso de los proyectos entraría en el año 2023 y 2024. Se trataría de 8 GW solares fotovoltaicos y 2,25 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.

Capacidad asignada de generación según FPO oficial (MW).
Fuente: UPME

Sin embargo, Javier Martínez, Subdirector de Energía Eléctrica de UPME, advirtió que “estas son fechas oficiales, es decir, la que tenemos en los conceptos de conexión”.

A esa acotación, el Director General de la entidad, Christian Jaramillo Herrera, agregó que nuevas modificatorias ahora permiten flexibilizar los cambios de fecha de puesta en operación para los proyectos, “principalmente para aquellos que tengan un problema operativo en la construcción de la planta, estén prontos a terminar y por algún motivo necesiten de una flexibilidad y las causales argumentadas para cambiar de fechas no les aplican”.

“Esta gráfica probablemente vaya a ser más fluida. Uno no puede decir: ‘esto es lo que va a pasar’”, señaló Jaramillo, aunque observó: “Pero las implicaciones de esto es que estamos viendo un volumen gigantesco de generación que estaría entrando de aquí al 2024”.

Proyectos presentados

Por otra parte, Jaramillo sostuvo que todo el mecanismo de la Resolución 075 deberá transitar un “período de estabilización”, donde terminará de calibrarse a finales del 2023, tanto por parte del sector público como del sector privado.

Es que el directivo se sinceró y dijo que esperaban solicitudes de asignación de nueva capacidad por 15 GW. Se presentaron 59 GW, contando no sólo los proyectos de generación (801 solicitudes por 56.683 MW); autogeneración (22 emprendimientos por 321 MW); y usuarios finales (20 solicitudes por 1.732 MW).

“Es muy bueno que haya tanto interés, pero es del interés del sistema que los que están participando de este proceso sea gente que juegue el juego con las expectativas correctas y lo haga bien”, propuso Jaramillo, al tiempo que explicó que se terminarían por asignar un máximo de 10.539 MW si es que se sigue liberando capacidad. Actualmente se liberó 8.879 MW.

Capacidad solicitada de generación, por fuente y
departamento (MW) y capacidad liberada. Fuente: UPME

No es del interés del sistema que asignemos esos 8 o 10 mil MW que posiblemente podamos asignar y a la vuelta de dos meses encontrarse que la 4 mil de ellos no hayan puesto garantías. Porque eso significaría que se hubieran podido asignar a alguien que sí hubiera puesto garantías”, analizó la máxima autoridad de la UPME.

E insistió: “Tengo la sensación, por sólo mirar el número, que tal vez tenemos algunas personas que no tienen bien calibrado el juego y esa no es la idea. La idea es que no hayan desprevenidos sino que sepan a qué juego estamos jugando”.

Fuente: UPME

energiaestrategica.com, Informacion, Información de Mercado

Enel inició la construcción del parque solar Fundación en Colombia

Enel Green Power inició la construcción del parque solar Fundación, uno de los 11 proyectos adjudicados en la tercera subasta de contratos de largo plazo convocada por el Ministerio de Minas y Energía en octubre de 2021.

Con una capacidad instalada de 132,2 megavatios en corriente directa (MWdc), este proyecto le entregará a Colombia alrededor de 227 GWh/año durante el periodo 2023-2037.

Con los contratos a largo plazo que nos fueron adjudicados, Fundación se convertirá en una fuente de protección para el Sistema Interconectado Nacional (SIN) ante las contingencias del mercado o los cambios climáticos como el Fenómeno de El Niño”, declaró Eugenio Calderón, gerente de Enel Green Power en Colombia y Centroamérica.

Para la ejecución de este parque ubicado en el municipio de Pivijay, Magdalena, la Compañía invertirá cerca de $109 millones de dólares e instalará más de 244.800 paneles solares en un terreno de 237 hectáreas. De esta forma, se estima la contratación de aproximadamente 370 personas durante el pico constructivo del proyecto.

Cabe destacar que este anuncio se suma al reciente inicio de construcción de Guayepo I & II (486,7 MWdc), el complejo fotovoltaico más grande de Colombia, cuyo desarrollo también está a cargo de Enel Green Power.

“Actualmente tenemos cerca de 1.100 MW renovables en construcción en Colombia y alrededor de 60 MW en Centroamérica, lo que significa que nuestra capacidad verde en la región superará los 5.000 MW en los próximos tres años. En este camino de crecimiento, invertiremos alrededor de $3 billones de pesos en el mismo periodo, para seguir expandiendo y fortaleciendo nuestro portafolio de energías limpias”, puntualizó Calderón.

energiaestrategica.com, Informacion, Información de Mercado

Panamá se convierte en epicentro de innovación con nueva tecnología de paneles solares

Enel Green Power, línea de negocio de Enel, encontró en Panamá la oportunidad para desarrollar un proyecto altamente innovador en el parque solar Madre Vieja, complejo que la compañía está desarrollando en Progreso, Chiriquí. Se trata de Maverick, una iniciativa desarrollada con la empresa australiana 5B, que consiste en la instalación de más de 2.600 módulos preinstalados y precableados, y que aportarán 1.17 megavatios pico (MWp) de los 30.85 MWp totales del parque.

Maverick es el primer proyecto, con este tipo de tecnología, que el Grupo Enel construye en el mundo. La decisión de implementar el piloto en Madre Vieja se tomó a raíz de su ubicación, avance (próximo a finalizar construcción) y enfoque en sostenibilidad.

“Nos sentimos orgullosos de que Panamá sea el primer país, dentro del Grupo Enel, en realizar un proyecto tan innovador y eficiente, como lo es Maverick. Estamos seguros de que esta solución será clave para el desarrollo de más proyectos de este tipo alrededor del mundo. Una vez Madre Vieja entre en operación, tendremos más de 100 MWp renovables a través de nuestros parques solares, consolidándonos como aliados estratégicos de la transición energética, el desarrollo sostenible y la descarbonización”, sostuvo Maximilian Winter Bassett, gerente país de Enel en Panamá.

Tecnología con ventajas operativas

Al trabajar con módulos preinstalados y precableados, se ofrece una reducción del tiempo de instalación, pues agiliza la labor de ingeniería, el suministro y la construcción de estas instalaciones montadas en el suelo. En Panamá la labor de montaje de los módulos duró solamente una semana. A esto se suman la flexibilidad y facilidad de relocalización, en caso tal de que sea requerido.

A su vez, la tecnología del proyecto aumenta considerablemente el nivel de seguridad en su despliegue -uno de los pilares estratégicos de Enel Green Power y 5B-, ya que la cantidad de vehículos y personal en el sitio se reduce considerablemente.

Eden Tehan, cofundador y gerente internacional de 5B, señaló que esta iniciativa es de suma importancia para su empresa porque “es el primero que le estamos entregando a Enel Green Power, que es una de las compañías de energía verde más grandes del mundo. No nos cabe duda de que nuestra tecnología 5B Maverick tendrá un impacto global y cambiará las reglas del juego en el desarrollo de los proyectos fotovoltaicos”.

energiaestrategica.com, Informacion, Información de Mercado

Deloitte y Enel desarrollan una hoja de ruta para la transición energética en países de Centroamérica

Deloitte y Enel se encuentran analizando distintos escenarios energéticos y proponiendo políticas públicas para que países como Costa Rica, Guatemala y Panamá cumplan con sus compromisos asumidos en materia de descarbonización.

Mediante un estudio y modelización, llevado a cabo durante este año, las empresas esperan arrojar un informe final que sirva de “Hoja de Ruta para la Transición Energética” en cada mercado relevado.

En el caso de Guatemala, profesionales a cargo de este estudio concluyeron que la energía hidroeléctrica y la geotérmica resultan tecnologías “clave” para la descarbonización del país.

En concreto, señalaron que existe un potencial de aproximadamente 6000 MW de energía hidroeléctrica y 1000 MW de geotermia en Guatemala; del cual, sólo se aprovecha un 23.1% y 3.5%, respectivamente.

Así mismo, la energía solar y eólica, que actualmente tienen una participación de 110 MW y 106.5 MW de capacidad instalada en la matriz guatemalteca, también fue incluida dentro de las proyecciones valorando su efectividad y competitividad.

«La demanda máxima será cubierta por generación renovable intermitente de forma costo eficiente», pronosticaron. 

En números. ¿De qué manera contribuiría? Mientras que en un escenario de referencia, eólica y solar serían responsables de 8 TWh de generación al 2030 y 26 TWh al 2050; en un escenario más prometedor, estas podrían alcanzar 13 TWh en 2030 y 60 TWh en 2050.

<
>
Fuente: Deloitte – Enel 2022

¿Qué sería necesario implementar para lograr estas cifras? Siguiendo el análisis de Deloitte y Enel compartido durante un taller brindado para partes interesadas, las tres principales políticas recomendadas para facilitar la transición energética desde el sector de energía son:

Promover un marco regulatorio que facilite la creación de contratos tipo PPA basados en generación renovable, habilitando así la participación de la industria en las inversiones de producción de energías renovables.
Promover la digitalización de las redes eléctricas, permitiendo así una mayor penetración de renovables, generación distribuida, electrificación de los usos finales de energía.
Asegurar inversiones en nuevas redes eléctricas, para una mayor incorporación de energías renovables.

Frente a esto, Claudia Marcela Peláez Petz, directora en la Comisión Nacional de Energía Eléctrica (CNEE), consultó durante el taller a los especialistas sobre las alternativas recomendables desde un análisis de “costo beneficio” para brindar potencia firme al sistema y complementar estos recursos intermitentes.

“A la intermitencia de eólica y solar buscamos aplacarla con el uso de baterías para almacenamiento”, respondió Cristian Serricchio, socio de Deloitte. 

Y agregó: “En la modelización, se puede ver que a medida que la generación intermitente va evolucionando, también se va incrementando la necesidad de baterías para reducir la intermitencia”.

energiaynegocios.com.ar, Informacion, Información de Mercado

Llegaron equipos para ampliar el parque eólico Pampa Energía III

Ya arribó al puerto de Bahía Blanca el equipamiento que se instalará en el parque eólico Pampa Energía III, para avanzar con la ampliación que la compañía está realizando en el partido de Coronel Rosales, provincia de Buenos Aires.

El equipamiento que la empresa Vestas trajo desde China, consta de 54 palas de 73,66 metros de largo, 18 nacelles y 18 hubs, que permitirán ampliar la capacidad del parque eólico en 81 MW de potencia instalada, se informó.

Además, a fines de agosto estarán arribando las torres que se ensamblan en cuatro tramos hasta alcanzar los 105 metros de altura y se fabrican en la localidad de Florencio Varela en la provincia de Buenos Aires.

La expansión del parque eólico Pampa Energía III comprende una inversión de 130 millones de dólares para el montaje e instalación de 18 aerogeneradores adicionales que permitirán alcanzar una potencia instalada de 134,2 MW.

Las tareas de ampliación, que comenzaron a principio de este año, requieren sofisticadas obras de caminos, fundaciones, plataformas y ampliación de la Estación Transformadora Baja Hondo, que son llevadas a cabo por la empresa SACDE. La puesta en marcha está prevista para el segundo trimestre de 2023.

Pampa Energía cuenta con tres parques eólicos que suman una capacidad instalada de 206 MW y, con esta ampliación, llegará a 287 MW de energía eólica.

Esta expansión, sumada a las obras que se están realizando en la Central Térmica Ensenada Barragán junto a YPF, y a las inversiones comprometidas en las rondas del Plan Gas Ar, forman parte de la estrategia de la compañía de concentrar sus inversiones en el aumento de la capacidad instalada para la generación de energía, y en la exploración y producción de gas natural.

Acerca de los Parqués Eólicos de Pampa Energía

Los tres parques eólicos que posee Pampa hoy son: El Parque Eólico Mario Cebreiro, que aporta 100 MW de energía renovable al sistema interconectado nacional y los parques eólicos Pampa Energía II y III de 53 MW cada uno, ubicados en las localidades de Bahía Blanca y Coronel Rosales, en la provincia de Buenos Aires, que fueron inaugurados en 2019.

energiaynegocios.com.ar, Informacion, Información de Mercado

Y-TEC: Alberto Fernández recorrió obras de la planta de desarrollo de baterías de litio

El presidente de la Nación, Alberto Fernández, recorrió Y-TEC y la obra civil de la primera planta para el desarrollo nacional de baterías de litio que estará operativa a fines de este año. Este proyecto es liderado por Y-TEC en conjunto con  la Universidad Nacional de La Plata, el CONICET, y el ministerio de Ciencia y Tecnología.

Durante la visita, el Presidente observó el funcionamiento de la planta piloto de celdas de litio: “Lo que vimos hoy es un avance significativo hacia la industrialización. El mundo reclama el litio como fuente de energía y como país tenemos una gran oportunidad”, destacó.

Participaron de la recorrida, el presidente de YPF,  Pablo González, el ministro de Ciencia y Tecnología de la Nación, Daniel Filmus, el Secretario General de Presidencia,  Julio Vitobello,  y la secretaria de Asuntos Estratégicos, Mercedes Marcó del Pont .

También estuvieron el intendente de Ensenada, Mario Secco, el CEO de YPF, Pablo Iuliano, el presidente de Y-TEC, Roberto Salvarezza, y el gerente general Santiago Sacerdote.

ecojournal.com.ar, Informacion, Información de Mercado

Para obtener la “ley climática”, Biden se comprometió a facilitar la construcción de gasoductos en Estados Unidos

El presidente de los Estados Unidos finalmente consiguió una versión acotada de su prometida “ley climática”. Las dos cámaras del Congreso aprobaron la “Inflation Reduction Act”, una ley presupuestaria que incluye gastos millonarios para acelerar la transición energética. Joe Manchin, el senador demócrata que casi dejó al gobierno sin ley, terminó votando a favor de la iniciativa. Detrás de ese giro sorpresivo se encuentra un acuerdo sobre infraestructura con los máximos líderes del Partido Demócrata que facilitaría la construcción de nuevos gasoductos.

La Cámara de Representantes dio sanción definitiva al proyecto presupuestario el último viernes, luego de recibir la media sanción en el Senado. El presidente Joe Biden celebró y firmó la ley este martes en la Casa Blanca. “Con la aprobación en la cámara de la Ley de Reducción de la Inflación las familias tendrán precios más bajos en los medicamentos recetados, costos más bajos de atención médica y costos más bajos de energía”, dijo Biden.

Joe Biden firmando la Ley de Reducción de la Inflación

El proyecto del Partido Demócrata, que parecía condenado a naufragar en el Senado, revivió a fines de julio luego de una conversación final entre el líder con mayoría en el Senado, el demócrata Chuck Schumer, y el senador Manchin, que preside el Comité de Energía y Recursos Naturales del Senado. De esa conversación emergió la versión final del proyecto presupuestario, rebautizado como Ley de Reducción de la Inflación, en alusión a los ahorros que la ley generaría en medicina y energía para los consumidores.

Infraestructura energética

En ese marco, Manchin también comprometió a los líderes demócratas a impulsar en el Congreso una reforma de los permisos de construcción de nuevas infraestructuras energéticas en Estados Unidos. La reforma facilitaría la construcción de gasoductos y redes de alta tensión.

El senador de Virginia Occidental informó a través de un comunicado que los líderes demócratas en las dos cámaras del Congreso y el presidente Biden se comprometieron a impulsar una reforma integral en los permisos de construcción y operación de infraestructuras energéticas “estratégicas” a cambio de su acompañamiento a la Ley de Reducción de la Inflación. “Estamos avanzando a toda máquina en la reforma bipartidista integral de permisos para que podamos poner en funcionamiento de manera eficiente y segura más proyectos de energía doméstica. El Congreso aprobará esta legislación el mes próximo”, señala el comunicado.

El acuerdo también incluye la finalización del proyecto Mountain Valley, un gasoducto en los Estados de Virginia y Virginia Occidental. “Exigir a los organismos competentes que adopten todas las medidas necesarias para permitir la construcción y operación del gasoducto Mountain Valley y otorgar jurisdicción al circuito de DC sobre cualquier nuevo litigio”, dice el comunicado.

NEW: After Democrats pass climate bill, progressives vow to fight Manchin’s permitting deal. “I’m not going to be steamrolled into a bunch of fossil fuel give-aways just because Manchin cut a deal in a closed room w/ Chuck Schumer,” @JaredHuffman tells me https://t.co/a7rV5AQpBi

— Joshua Siegel (@SiegelScribe) August 13, 2022

Pero será difícil que todo el Partido Demócrata acompañe las propuestas de Manchin en el Congreso. Algunos congresistas rechazaron de plano cualquier cambio que facilite la construcción de nuevas infraestructuras de combustibles fósiles. Otros señalaron que una reforma es necesaria para acelerar el tendido de nuevas líneas de transmisión eléctrica. Por otro lado, cualquier reforma necesitará en el Senado de al menos 10 votos republicanos para llegar a los 60 necesarios.

Falta de gasoductos

La discusión es relevante para la industria del gas en Estados Unidos. El crecimiento de la producción en las dos principales regiones gasíferas del país, Appalachia y Permian, se ve limitado por la falta de gasoductos. Para los desarrolladores de gasoductos,las regulaciones federales y los retrasos de obra generados por litigios en las cortes son las principales problemáticas que están enfrentando.

Por ejemplo, una regulación federal establece que los gasoductos que atraviesan más de un estado y sus infraestructuras asociadas (como estaciones de compresión) necesitan de la aprobación de la Comisión Federal Reguladora de la Energía (FERC). Un criterio de la Comisión a la hora de evaluar el mérito de los proyectos es si están orientados a la exportación de gas. Siguiendo esa línea, en el primer trimestre del año aprobó tres proyectos (un gasoducto y dos estaciones compresoras) que incrementarán las exportaciones de gas en forma de LNG y a México y Canadá a través de gasoductos.

Los estados de Texas y Luisiana son líderes en exportaciones de LNG gracias a que la producción de gas y las infraestructuras de transporte y licuefacción se encuentran dentro de sus límites territoriales y, por ende, fuera del alcance de la FERC. Esto ha colaborado con el desarrollo en Texas de la producción en Permian, la principal formación de pétroleo no convencional y segunda región en producción de gas del país. Para las compañías de midstream son los estados en el Golfo de México los que ofrecen actualmente las mejores oportunidades para la construcción de nuevos gasoductos. El crecimiento proyectado en la demanda de las terminales de LNG generará cuellos de botella en el transporte de gas y la necesidad de nuevos ductos.

Diferente es el escenario en la principal región productora de gas, Appalachia, en el noreste. La FERC se ha mostrado menos proclive a emitir los permisos necesarios para los proyectos de gasoductos que permitirían transportar más gas desde las formaciones de shale gas de Marcellus y Utica hasta los puntos de entrega en los estados de Nueva Inglaterra y a lo largo de la costa atlántica. Muchos de estos proyectos no están orientados a la exportación de gas sino al consumo doméstico.

Los litigios constituyen otra problemática grande para el sector. Organizaciones civiles, municipios e incluso estados han logrado paralizar la construcción de gasoductos en los tribunales. Abogados de la industria señalaron al portal especializado E&E News que los cambios propuestos por el senador de Virginia Occidental podrían resultar en fallos más favorables para los desarrolladores de infraestructuras de gasoductos. También limitarían el poder de los estados y de las tribus a la hora de obstruir el avance de los proyectos energéticos.

Subsidios para la transición energética

La Ley de Reducción de la Inflación destinará recursos principalmente para la transición energética. La versión final de la ley contempla gastos equivalentes a un quinto de los 1,7 billones de dólares prometidos en el proyecto original. Aún así se trata de la mayor legislación en materia de gastos para enfrentar el cambio climático aprobada en la historia de Estados Unidos.

La legislación aprobada por el Congreso prevé ingresos por US$ 737.000 millones en concepto de nuevos impuestos a las corporaciones y gastos totales por US$ 437.000 millones, generando ingresos extras para el Tesoro por 300 mil millones. En Seguridad Energética y Cambio Climático fueron asignados gastos por US$ 369.000 millones para distintos programas, entre los que figuran:

-US$ 30.000 millones en subvenciones y préstamos federales para las empresas que incorporación más generación eléctrica de fuentes limpias y sistemas de almacenamiento.

-US$ 27.000 millones en investigación y desarrollo de tecnologías de energías limpias.

-US$ 10.000 millones en créditos fiscales para las inversiones en fábricas de vehículos eléctricos, aerogeneradores y paneles solares.

-US$ 30.000 millones en créditos fiscales para las inversiones que permitan acelerar la manufactura doméstica de aerogeneradores, paneles solares, baterías y la minería y procesamiento de metales en EE.UU.

Además crea una tarifa o pago por las emisiones de metano en la actividad petrolera y gasífera (cuyo alcance no es del todo claro aún) y busca incentivar el desarrollo y despliegue de tecnologías para la captura de carbono mediante créditos fiscales por tonelada de carbono capturada en las industrias y centrales de generación eléctrica.

La entrada Para obtener la “ley climática”, Biden se comprometió a facilitar la construcción de gasoductos en Estados Unidos se publicó primero en EconoJournal.

, [#item_author]

ecojournal.com.ar, Informacion, Información de Mercado

Vaca Muerta: mayor nivel de actividad, nuevo diseño de pozos y mejora de productividad

Como plato fuerte de las Jornadas integrales de reservorios no convencionales realizadas en la AOG Patagonia 2022 se desarrolló el panel “Vaca Muerta, resultados de la curva de aprendizaje desde inicios del proyecto”. Allí, se presentaron las estadísticas del sector desde el inicio de la explotación de la formación de roca generadora de hidrocarburos de la cuenca Neuquina, hace ya doce años. Quedó claro lo que la industria petrolera ha avanzando en Vaca Muerta en cuanto al nivel de actividad y desarrollo, así como también en las técnicas de completación de pozos horizontales y en la reducción de los tiempos y costos.

El panel estuvo a cargo de Alfredo García, ingeniero electrónico con posgrado en especialización en Ingeniería de Reservorios de la UBA, que se desempeña como gerente Técnico y en evaluación integral de yacimientos para América Latina de la empresa GiGa Consulting. “El primer paso en la curva de aprendizaje se dio desde 2015 con los pozos verticales”, señaló.

En términos de actividad, explicó que Vaca Muerta se separa en cuatro sectores: “tenemos la zona de gas seco, la de petróleo negro y una zona intermedia entre petróleo volátil y gas húmedo”. “YPF fue la compañía que mayor actividad tuvo, perforó cerca de 1.000 pozos y fue responsable del 50% de la actividad de Vaca Muerta. El resto de los operadores, en menor medida, están en 100 pozos. En total hay 1.600 pozos en la cuenca, de los cuales 1.100 son horizontales y cerca de un 60% estuvieron enfocados principalmente en la zona del black oil. En menor medida en los pozos de gas y en la ventana de gas húmedo y volátil en menor proporción”, describió García.

En cuanto a los desarrollos, el gerente de GiGa Consulting explicó que en toda el área de Vaca Muerta (30.000 km2) se puede observar que el mayor nivel está en la zona central. “Los desarrollos masivos estuvieron enfocados principalmente en todo lo que es centro de cuenca, como el área Loma Campana, donde se perforaron 260 pozos. Se estima que el nivel de desarrollo está en un 40%. El Orejano también tiene un nivel de desarrollo grande. Luego vienen Fortín de Piedra y La Amarga Chica, que se han desarrollado en un 20%. El resto de las áreas están entre un 2% y 8% de nivel de desarrollo”.

Inicios

Cuando comenzaron, las ramas horizontales de los pozos tenían entre 500 y 1.000 metros. “Pero Vaca Muerta fue evolucionando y hoy el promedio de ramas horizontales se encuentra en los 2.600 metros. De todos modos, los nuevos pozos están teniendo objetivos de más de 3.000 metros. La rama más larga perforada fue de YPF en Loma Campana, que alcanzó los 4.100 metros”, destacó.

Respecto de la completación de los pozos, García indicó que “se fue reduciendo el distanciamiento entre fracturas, desde 2019 el promedio de distancia está en 65 y 70 metros”. También se fueron retrayendo significativamente los costos: “En 2017 se pensaba en pozos de 2.600 metros con 40 etapas de fractura con un costo de US$ 14 millones y hoy se ubica debajo de US$ 10 millones”. El ingeniero agregó que “en tiempos también hubo una reducción importante, ya que se están perforando pozos de esta longitud en menos de 20 días y se están completando en 4 o 5 días”.

Comparativa

En comparación con otros plays como Eagle Ford o Permian (de Estados Unidos), “vemos que Vaca Muerta tiene mejor productividad, posiblemente por mejor riqueza y el contenido orgánico. En productividad de gas, Vaca Muerta está por encima de Eagle Ford o Marcellus”.

En el potencial global de Vaca Muerta, “creemos que el volumen recuperable está en orden de los 37 billones de barriles y el porcentaje desarrollado hasta el momento es de 1,4%”, señaló. Además, explicó que hay 30 equipos trabajando en Vaca Muerta, 20 en la zona de petróleo, donde podría haber un pico de producción de 750.000 barriles, y habría un recurso total con este nivel de producción por 136 años. Pero con un plateau de 1.000.000 de barriles, habría un recurso total para 110 años. Y si se triplicara la producción de Vaca Muerta (1.500.000 barriles), hay 76 años de horizonte de producción.

En el caso del gas, continuó, con un plateau de producción para el autoabastecimiento de 140 MMm3/d, el horizonte es de 210 años, pero con un incremento de producción de un plateau de 200 MMm3/d, sería de 146 años y con un plateau de 300 MMm3/d (casi duplicar la producción actual), habría 100 años de producción.

La entrada Vaca Muerta: mayor nivel de actividad, nuevo diseño de pozos y mejora de productividad se publicó primero en EconoJournal.

, [#item_author]

ecojournal.com.ar, Informacion, Información de Mercado

Proyectan aumentar las ventas de gas no convencional a Chile

Hace unos años parecía prácticamente imposible lo que hoy se está viviendo, en términos hidrocarburíferos, en suelo neuquino. Así lo aseguró Alberto Sagesse, presidente de Gas y Petróleo (G&P) del Neuquén, durante su presentación en el ‘Encuentro con los CEO’s’, en el marco de Argentina Oil & Gas (AOG) Patagonia 2022. “Se está cumpliendo con mucha solvencia el objetivo de promover las inversiones en Vaca Muerta”, aseguró el directivo.

Según sus palabras, G&P ya cuenta con cerca de 40 contratos suscriptos y 14 concesiones no convencionales, de las cuales 10 se encuentran en producción. “Tenemos como socios a empresas de la talla de Total, Shell, Exxon, Tecpetrol y Vista, entre otras”, enumeró. En los últimos dos años, expuso, la idea fue adecuar el desenvolvimiento de la firma a un contexto desafiante, signado por la pandemia y por la guerra. “Tuvimos que hacer algunas desinversiones, porque en un primer momento se había pensado a G&P como una empresa provincial operadora. En ese sentido, nos desprendimos de Aguada Federal y Aguada del Chañar. Y gracias a eso, pudimos pagar absolutamente todas nuestras deudas y sellar un contrato con Pan American Energy (PAE) por Aguada Cánepa, área que ya entró en la etapa productiva, donde por primera vez invertiremos a la par de nuestros socios”, resaltó.

En la actualidad, precisó, G&P alcanzó una producción de 4.800 barriles de petróleo por día y casi 140.000 de gas. “Con esos volúmenes estamos repagando todas las deudas contraídas. Ya hemos desembolsado casi 30 millones en los últimos dos años. Y hemos repartido dividendos por 400 millones de pesos. Este año pensamos duplicar esa cifra”, cuantificó. Sin deudas con el sistema financiero, detalló el ejecutivo, la meta de la empresa es seguir focalizada en la promoción de los casi 60 yacimientos que aún no tienen operador en Neuquén.

Crecimiento sostenido

A su turno, Horacio Turri, director ejecutivo de Exploración y Producción de Pampa Energía, afirmó que los mayores esfuerzos de su organización vienen fundamentalmente orientados al negocio del gas natural. “De la mano del primer Plan Gas, crecimos casi un 60% y colaboramos de manera decisiva con la cobertura nacional en el pico de la demanda del período invernal”, apuntó.

El yacimiento insignia de la compañía, enfatizó, es claramente El Mangrullo. “Cuando nos hicimos cargo del bloque, en 2016, producía menos de 2 millones de metros cúbicos (m3). Hoy ya estamos por encima de los 8,5 millones, y hay margen en pos de seguir creciendo”, comparó.

Para obtener estos resultados, comentó, Pampa invirtió casi 1.200 millones de dólares en un lapso de cinco años. “Adicionalmente, mejoramos en materia de ingeniería, optimizamos los costos y aumentamos la eficiencia. En efecto, alcanzamos niveles de reducción de costos de CAPEX cercanos al 40%”, puntualizó. No menos relevante, acotó, fue el posicionamiento exportador de la compañía. “En los meses de prima vera y verano de 2021-2022, exportamos alrededor de 2 millones de m3 diarios por un monto de entre u$s 120 millones y u$s 130 millones”, completó.

Proveedor natural

Hoy está en concesión apenas un 8% de la superficie de Vaca Muerta. A decir de Sagesse, el gran desafío pasa por ampliar significativamente ese porcentaje y expandir el sistema de transporte para hacer más atractivos algunos campos del oeste. “También habrá que poner en valor el Gasoducto del Pacífico con Chile y convencer a las autoridades nacionales de la necesidad de establecer una zona especial para la comercialización de ese gas”, proyectó.

En ese sentido, señaló Turri, resulta obvio que la Argentina tiene que ser un proveedor natural del fluido para el mercado chileno. “Con ese horizonte exportador por delante, el panorama para la industria es muy alentador”, estimó.

En lo inmediato, reveló, Pampa Energía aprovechará el contexto a favor para llevar adelante una renegociación con la provincia de Neuquén que posibilite la perforación de 14 nuevos pozos en Sierra Chata. “En paralelo, impulsaremos un proyecto de exploración avanzada con pozos de rango horizontal en Mulichinco, sin descuidar nuestra actividad en El Mangrullo”, concluyó.

La entrada Proyectan aumentar las ventas de gas no convencional a Chile se publicó primero en EconoJournal.

, [#item_author]

ecojournal.com.ar, Informacion, Información de Mercado

Petroleras destacan que el futuro de Vaca Muerta es “prometedor”, pero reclaman mejores condiciones de inversión

Frente a la emergencia que significó la pandemia, la industria petrolera se mostró a la altura de las circunstancias, lo cual es digno de reconocimiento. Así lo expresó Germán Macchi, Country Manager de Pluspetrol Argentina, al disertar en el ‘Encuentro con los CEO’s’ de Argentina Oil & Gas (AOG) Patagonia 2022. “Quedó demostrado que pudimos abastecer al país, incluso en los peores momentos”, destacó.

En estos últimos dos años, recordó, se vivió la paradoja de que sobrara crudo y de que después de mucho tiempo se volviera a exportar la variación Medanito. “Lo llamativo es que, con diferentes planes, las compañías fuimos consolidando las exportaciones”, reflexionó. También fue disruptivo, a su entender, el rol asumido por las innovaciones tecnológicas. “La irrupción de la tecnología permitió nuevos formatos de trabajo que cambiaron nuestra manera de desenvolvernos en el sector”, afirmó.

En la misma sintonía, Ricardo Markous, CEO de Tecpetrol, puso como ejemplo de fortaleza ante la adversidad lo acontecido en Fortín de Piedra, el yacimiento emblema de su empresa. “Habíamos alcanzado un récord de casi 16 millones de metros cúbicos (m3) diarios en 2019. Con la pandemia, y la falta de una señal de precios, la producción bajó a 13 millones. Por eso considero un verdadero acierto la implementación del Plan Gas.Ar, a fines de 2020, que permitió devolverle previsibilidad al rubro”, ponderó.

Para 2021, evocó, la producción de Fortín de Piedra llegaba a los 18 millones de m3 por día. “Más allá de algunas dificultades, cumplimos con los compromisos del Plan Gas.Ar. Y este año batimos un récord de 20,6 millones de m3 diarios. Estamos produciendo esa cifra en forma sostenida y exportando 1,5 millones diarios a Chile”, precisó

Hace un tiempo, sostuvo, no tenía sentido comparar la productividad de los pozos locales con la de los estadounidenses. “Hoy en Fortín de Piedra, aplicando el ADN industrial del Grupo Techint, estamos superando los números de Permian.”, resaltó.

Enormes desafíos

En los últimos dos años, indicó Macchi, el país cubrió con creces la capacidad ociosa de transporte, lo que puso en relieve la necesidad de una mayor infraes tructura. “Si miramos el vaso medio lleno, en lugar de seguir viendo el medio vacío, tenemos todo por hacer en cada uno de los eslabones de la cadena sectorial. No sólo me refiero a nuevos gasoductos u oleoductos, sino también a plantas de gas natural licuado (GNL). Y esos proyectos deben ser abastecidos por nuevos pozos”, aseveró.

Desde su óptica, esas iniciativas implican el desembolso de miles de millones de dólares. “Los desafíos que tenemos por delante son enormes. Desde Pluspetrol vamos a contribuir decididamente con la búsqueda de soluciones desde nuestras siete áreas en Vaca Muerta, de las cuales cuatro ya son concesiones no convencionales”, prometió.

Al enumerar las iniciativas que la firma tiene en carpeta, Macchi calificó al futuro como “prometedor”. “No obstante, es imperativo que se mejoren las condiciones para la inversión en lo que respecta al acceso a las divisas y la seguridad normativa. Queremos dar un salto y ser un actor importante en la industria. Por eso estamos evaluando y determinando los recursos con los que podemos ayudar al país”, justificó.

Agenda exigente

De acuerdo con Markous, el agotamiento de la capacidad de transporte fue una clara prueba del exitoso desarrollo de Vaca Muerta. “El primer tramo del nuevo gasoducto inicialmente agregará 11 millones de m3 y luego 22 millones. Claramente la potencialidad de la producción es mucho mayor que esas cifras. Por eso será fundamental el segundo tramo, que permitirá revertir el Gasoducto Norte y reemplazar la declinante producción boliviana”, argumentó el ejecutivo.

Actualmente la producción neuquina está en el orden de los 95 millones de m3, pero según sus cálculos ese volumen podría trepar hasta los 140 millones. “La agenda gasífera de la Argentina es muy exigente, porque además de seguir exportando a Chile habrá que usar la infraestructura existente con Bolivia para eventualmente llegar al mercado brasileño”, aventuró. Gracias a Vaca Muerta, aseguró, el país se convertirá en un proveedor regional. “Sobra gas para cumplir ese objetivo y pensar en las oportunidades que ofrece el GNL”, garantizó.

La entrada Petroleras destacan que el futuro de Vaca Muerta es “prometedor”, pero reclaman mejores condiciones de inversión se publicó primero en EconoJournal.

, [#item_author]