Por Santiago Magrone
La estatal Energía Argentina (Enarsa) recepcionó cinco ofertas en la Licitación Pública para la “Ingeniería, provisión de equipos y materiales, construcción – Gasoducto Presidente Néstor Kirchner (GPNK) y obras complementarias Etapa I”.
Las ofertas correspondieron a las empresas: BTU; TECHINT-SACDE; ESUCO; TGS, Y CONTRERAS HERMANOS-VÍCTOR CONTRERAS, que presentaron los Sobres 1 y 2, de antecedentes técnicos y propuesta económica.
El Gasoducto Presidente Néstor Kirchner, que forma parte del Programa Transport.Ar, tendrá una extensión de 573 kilómetros entre la localidad neuquina de Tratayén y Salliqueló, en el oeste de la provincia de Buenos Aires, atravesando Río Negro y La Pampa.
El proyecto también incluye obras complementarias como el gasoducto Mercedes-Cardales y el loop del gasoducto NEUBA II, totalizando así 680 kilómetros de cañerías en la Etapa I. Su costo será a cargo del Estado Nacional.
El acto de recepción de ofertas se realizó en la sede de Enarsa, con la participación de manera virtual de la ministra de Economía, Silvina Batakis, y del secretario de Energía, Darío Martínez, mientras que estuvieron presentes el subsecretario de Energía Eléctrica, Federico Basualdo, el presidente de Energía Argentina, Agustín Gerez, y el subgerente general, Gastón Leydet.
La ministra Batakis manifestó que “ampliar nuestra capacidad energética es fundamental para liberar la actividad productiva del país, y en eso estamos trabajando con todos los sectores”.
Por su parte, el secretario Darío Martínez sostuvo que “esta obra va a posicionar a la Argentina en un camino de más seguridad energética, con la posibilidad de tener actividad con gas en todas las provincias, de sustituir importaciones y ahorrar divisas, pero además lograr que muchos parques industriales tengan gas, que muchos argentinos y argentinas en cada una de nuestras provincias tengan gas a un precio competitivo”.
El Presidente de Energía Argentina, Agustín Geréz, destacó que el gasoducto “es la gran obra de transformación para el futuro de nuestro país porque nos va a permitir acceder a más energía a valores competitivos, promoviendo la producción y el trabajo, como así también la sustitución de importaciones de gas y exportar a la región y al mundo”.
También estuvieron presentes los directores de Energía Argentina Oscar Cretini, María Belén de los Santos, Víctor Bronstein, Mariano Barrera y Mario Metaza.
En esta instancia entonces se realizó la apertura del sobre 1 con los antecedentes de los distintos oferentes, que serán analizados para luego, entre quienes cumplan con los requisitos establecidos en el pliego de licitación, proceder a la apertura del sobre 2, con la oferta económica.
La licitación comprende el tendido del ducto en dos tramos de 220 kilómetros cada uno, un tercer tramo de 133 kilómetros, la construcción de un loop de 29 kilómetros para ampliar la capacidad de transporte del Neuba II (36 pulgadas), y la construcción del gasoducto Mercedes-Cardales, de 80 kilómetros y 30 pulgadas de diámetro, que vinculará los sistemas de ductos operados por TGN y TGS. También, la instalación de una planta compresora en Mercedes (Buenos Aires).
Si bien todos los interesados pueden realizar ofertas por cualquiera o todos los tramos o renglones descriptos, el pliego de esta licitación determina que una única empresa no se adjudicará toda la obra. Incluso, podrá adjudicarse dos tramos contiguos si se trata de una UTE (Unión Transitoria de Empresas).
Cabe destacar que el 16 de junio se firmó el contrato con la empresa SIAT (Tenaris-Techint) para la provisión de cañerías de 36 y 30 pulgadas. La chapa laminada está siendo importada por Techint desde su planta en Brasil y los caños se fabrican en la planta de SIAT en Valentín Alsina (Partido bonaerense de Lanús).
El Gasoducto Presidente Néstor Kirchner en esta primera etapa posibilitará la evacuación de 11 millones de metros cúbicos día. Contempla una segunda etapa, de extensión hasta San Jerónimo (sur de Santa Fe) y su completación permitirá ampliar 25 por ciento la capacidad del sistema de transporte de gas natural argentino.
Además será fundamental para el desarrollo de la producción en Vaca Muerta, ya que permitirá que ese insumo llegue hacia los grandes centros de consumo del país, mejorando íntegramente el comportamiento del sistema de transporte de gas.
La pretensión del gobierno es encarar cuanto antes la construcción de este ducto troncal (podría ser a finales de agosto) en varios frentes de obra simultáneos. Aunque parece muy difícil, el objetivo sería contar con esta infraestructura en el invierno del 2023. Si se logra, el país disminuirá la importación de gas natural licuado, que continuará con altos precios en el demandante mercado internacional.
Agustín Geréz no sólo hizo hincapié en la relevancia del proyecto, sino que destacó la importancia de que “todo el
proceso licitatorio sea limpio”, y puntualizó que la intensión es “poner la obra en marcha cuanto antes”.
Días atrás el Gobierno Nacional anunció que en breve comenzará la inscripción al Registro de Acceso a los Subsidios a la Energía (RASE). Aseguran que el objetivo es darle orden a las tarifas de luz y gas, como así también identificar cuáles son los hogares que necesitan mantener el beneficio y aquellos que pueden estar exentos.
La segmentación energética de los subsidios se constituye como una decisión gubernamental en la búsqueda de alcanzar «tarifas razonables y justas para el valor de la energía”. Más allá de la polémica por un nuevo aumento que deben soportar el sector productivo y residencial, uno más que contribuye a la galopante inflación, también se reabre el debate sobre el costo real de la energía y las soluciones que se pueden encontrar a un problema de décadas.
El ejemplo de otros países del mundo pone a las energías renovables como una alternativa al problema de las tarifas, ya no pensando en el futuro sino para actuar de inmediato y con resultados comprobables en el presente. Tomás Otaola, ingeniero mecánico y socio fundador de Terba Energy no titubea al afirmar que la utilización de energía solar es el camino definitivo a seguir. Esta apreciación se origina desde la pregunta retórica: ¿Durante cuánto tiempo más en Argentina se van a pagar tarifas bajas que no cubren la generación y distribución de energía?.
El precio promedio del kWh en Argentina es de USD 0.07. Con esta cifra no se llega a cubrir el valor de la materia prima para producirlo y a esto hay que sumarle los costos por el proceso de generación de la energía y la distribución de la misma. En comparación con otros países de la región, Argentina se ubica entre los que menos pagan. Nicaragua está al tope de la lista con USD 0,33 por kWh, seguido por Haití USD 0,28 y Uruguay USD 0,23.
Si se abre la ventana al mundo, la desentonación aún es más notoria. En Alemania se paga cinco veces más por la electricidad (USD 0,35 por kWh) que en nuestro país, mientras que en Dinamarca (USD 0,33), Bélgica (USD 0,32), Italia (USD 0,32), Irlanda (USD 0,31) o España (USD 0,27), la comparativa es similar. Pese a estos números, los aumentos calan hondo y son impagables en muchos casos para empresas y viviendas particulares.
En este punto es donde todos los faroles apuntan a las energías renovables como un factor determinante para el equilibrio económico. Desde Terba Energy comercializan soluciones integrales que se adaptan a las necesidades del productor industrial, también del agropecuario como así también para el sector residencial. Esta opción es más que importante no solo a la hora de hablar del ahorro en el consumo de energía, fuente fundamental para cualquier actividad, sino también en términos de concepción de una empresa que definitivamente tiene que tener al cuidado medioambiental como una de sus prioridades para ubicarse correctamente en el siglo XXI.
Los sistemas On Grid son equipos solares que trabajan en conjunto con la red eléctrica, capta la energía del sol, la transforma en una corriente eléctrica contínua. Además, administra la potencia y acopla la energía de los paneles con la de la red. En tanto, los sistemas Off Grid pueden trabajar de manera autónoma y sin necesidad de contar con energía de red; o pueden trabajar junto con ella o con un generador. Esto otorga la ventaja de ampliar las capacidades del sistema, reemplazar grupos electrógenos de back up y permanecer con energía pese a que haya cortes o interrupciones en el suministro.
La utilización de paneles solares para ahorrar en costo y producir energía es una práctica habitual en otros países del mundo, aunque vale resaltar que en Argentina estas experiencias ya comienzan a multiplicarse como consecuencia de dos cuestiones a considerar: la necesidad de ahorrar en tarifa y la consolidación de la idea de que es necesario un cambio de paradigma.
El caso Córdoba: tarifas más caras y alta inyección de energía a la red
Córdoba es un caso emblemático en el país ya que es una de las provincias en donde más caro se paga la tarifa de electricidad y al mismo tiempo reúne más de la mitad de la potencia solar instalada en la red de energía. La correlación entre tarifas altas, necesidad de ahorro y producción de energía renovable es más que evidente.
Cabe destacar que el Régimen de Fomento a la Generación Distribuida de Energía Renovable Integrada a la Red Eléctrica Pública, se creó en el país mediante la Ley N° 27.424. Allí se establece el marco regulatorio para que todos los ciudadanos conectados a la red eléctrica puedan generar energía para su autoconsumo en hogares, PyMEs, grandes industrias, comercios, producción agrícola, entes públicos y organismos oficiales, entre otros.
Según la actualización de Abril de 2022 del Régimen de Generación Distribuida, Córdoba capta el 60% de la energía instalada en todo el país. Seguido muy de lejos por Buenos Aires con 11%, CABA con el 9%, Mendoza 8%, San Juan 5% y La Pampa 3%. De ese universo, se puede señalar que la mayor cantidad de casos son usuarios generadores residenciales (461 trámites), pero al hablar de potencia instalada el sector comercial e industrial saca ventaja (7.289,6 kWh de los 12.060 kWh totales).
La provincia gobernada por Schiaretti es una de las cinco provincias con las tarifas más caras en todo el país. En base a un consumo mensual de 300 kWh se paga aproximadamente $2.970. En esa misma órbita se ubica Santa Fe donde se abona en promedio $ 2.627, Chubut $ 2.460 y Salta $ 2.394. Solo es superada por Neuquén que con una tarifa de $4.078 está en primer lugar en todo el país.
De esta manera queda en evidencia que mientras más se acercan los valores al precio internacional de la electricidad, hay más conciencia y necesidad de ahorro. Indefectiblemente el usuario generador de energías renovables termina dando un salto evolutivo de cara a los tiempos que corren y se asegura con una inversión inicial una victoria contra las subas constantes de tarifas y el peligro latente que significan variables incalculables debido a la inestabilidad de la economía del país.
Consultado por esa inversión inicial que debe hacer el usuario, Otaola especifíca que el retorno de inversión varía de tres a diez años dependiendo de la zona del país, la distribuidora que suministra la energía y las líneas de créditos a la que el usuario acceda.
En ese mismo punto, es importante destacar que la ley 27.424 otorga un beneficio impositivo a las empresas de $45 000 por kWh instalado, teniendo como tope hasta $3.000.000. Si a esto se le suma lo ganado por la inyección de la energía sobrante no utilizada, los tiempos de retorno de inversión pueden ser más cortos.
La idea de poder congelar el precio del valor de la energía por décadas es tentadora y una variable a considerar fundamentalmente en la economía del sector productivo del país. Surge una oportunidad en medio de la crisis, una constante en el país.
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Luego de las audiencias públicas mediante las cuales se aprobaron los aumentos de las tarifas de energía eléctrica queda aún más en evidencia la necesidad de que las empresas evalúen la posibilidad de utilizar paneles fotovoltaicos.
En poco tiempo, los usuarios del segmento medio sin tarifa social (correspondiente a un consumo de aprox 300kwh por mes) pasarán a tener un aumento de 16,52% a partir del mes de junio. De esta manera, el aumento para el año 2022 llegará al 42,7% que equivale al 80% del “CVS” (coeficiente de variación salarial) de 2021, que fue de 53,4%.
Así, el CVS publicado por el Instituto Nacional de Estadística y Censos (INDEC) será el indicador que se deberá monitorear para conocer el valor del aumento de las tarifas. En el informe técnico del INDEC publicado en marzo de 2022, se indica que a ese mes, el índice acumula un aumento de 14,9% respecto de diciembre de 2021. Esto indica que el aumento de tarifa para 2023 ya tiene un piso de 11,92% (80% del CVS de 2022), considerando solo la variación del índice para el primer trimestre del año.
Entonces, a modo de aproximación, se podría considerar que la variación del Índice de Precios al Consumidor (IPC) es una buena forma de estimar el CVS y, a partir de ahí, inferir el incremento de las tarifas de electricidad.
Asumiendo que el CVS tendría una tendencia similar al IPC,el incremento de tarifas de energía eléctricas en 2023 para un usuario medio sería del 52,5% siendo que la variación promedio del IPC para el año 2022 es del 65,7%, conforme los datos que surgen del Relevamiento de Expectativas de Mercado que publica mensualmente el Banco Central.
Aplicando este mismo criterio para los años siguientes, los aumentos de las tarifas de energía eléctrica podrían ubicarse en el 41,8% y 35,7% para los años 2024 y 2025 respectivamente, siendo que la variación proyectada para el IPC es de 52,3% para 2023 y de 44,6% para 2024.
Ante este escenario, muchos usuarios residenciales y empresas serán los principales afectados por los aumentos de tarifas de energía eléctrica. Por eso, las energías renovables pueden jugar un rol fundamental a la hora de repensar estrategias para generar ahorros y, en simultáneo, colaborar con el cuidado del ambiente a través de la utilización de energías limpias.
Según el último informe de la Secretaría de Energía, el régimen promocional de Generación Distribuida ya cuenta con 13 provincias adheridas más CABA y hay más de 200 distribuidoras y cooperativas inscriptas, siendo Buenos Aires una de las provincias recientemente adherida a la ley. Este régimen permite que los usuarios se transformen en actores activos en el escenario energético respecto a su consumo de electricidad ya que la generación de energía a partir de fuentes renovables puede utilizarse para autoconsumo y, en caso de haber excedente, puede inyectarse a la red de distribución.
En este marco, ALP Group trabaja para que las empresas mejoren su estructura de costos incorporando tecnología fotovoltaica. Para ello, sumamos la opción de adquirir paneles fotovoltaicos por medio de un leasing a 5 años, que facilita el acceso a la energía renovable, que de manera inmediata genera ahorros en el consumo eléctrico y ahorros impositivos por la deducción del canon mensual.
Por otro lado, las empresas deben tener en cuenta que los paneles cuentan con una garantía de generación de 25 años emitida por el fabricante, por lo que se garantiza la producción de energía por 20 años más una vez finalizado el plazo del leasing.
El aumento de la tarifa de la electricidad y la alternativa de Leasing se convierten en una nueva oportunidad de ahorro. Una pre-compra de energía financiada que reemplaza el tradicional desembolso inicial por un canon mensual deducible de impuestos.
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En los últimos meses la formación de hidrocarburos no convencionales de Vaca Muerta viene registrando un fuerte aumento en la producción, tanto de shale gas como de shale oil. En mayo de este año, la formación de la cuenca Neuquina registró el récord histórico de producción de gas de 51,8 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/d). En tanto, la producción de petróleo también fue récord al llegar a 234,6 mil barriles de petróleo diarios (kbbl/d), según la consultora Economía y Energía, dirigida por Nicolás Arceo.
Tanto en gas como en petróleo no convencional el aumento interanual es de alrededor de 60%. En el caso del crudo, la producción total del país (convencional y no convencional) alcanzó el nivel más alto de los últimos 20 años impulsada por el fuerte rendimiento productivo de Vaca Muerta.
En mayo de este año la producción de shale gas marcó un máximo histórico de 51,8 MMm3/día, que significa una suba de 15,8% respecto a abril. La principal área en producción de shale gas sigue siendo Fortín de Piedra, operada por Tecpetrol, ya que en mayo de este año llegó a producir 17,6 MMm3/d, es decir, 6,3 MMm3/d más que en el mismo mes del año pasado. El segundo lugar de la lista de las siete principales áreas de gas de Vaca Muerta lo ocupa Rincón del Mangrullo de YPF con 5,5 MMm3/d. Luego siguen Aguada Pichana Este de la compañía Total y Aguada Pichana Oeste, operada por PAE, con una producción de 5,4 MMm3/d cada una.
Continúan La Calera de Pluspetrol con 4,4 MMm3/d; El Orejano, operada por YPF y con una producción de 3,1 MMm3/d; y Aguada de la Arena, también de YPF, con 2,3 MMm3/d. Las demás áreas de shale gas de Vaca Muerta produjeron en mayo un total de 8 MMm3/d.
El mismo informe de Economía y Energía destaca que en mayo de este año YPF operó las tres mejores áreas de petróleo no convencional. El área con mejor rendimiento fue Loma Campana, que alcanzó los 62,6 kbbl/d, marcando un aumento de 12,8 kbbl/d respecto a mayo de 2021, cuando produjo 49,9 kbbl/d. Las siguientes dos áreas de mayor producción de shale oil fueron La Amarga Chica (YPF), que produjo 43,3 kbbl/d, y Bandurria Sur (YPF) con 26,2 kbbl/d.
Luego aparecen Bajada del Palo Oeste operada por Vista con 26,1 kbbl/d; Cruz de Lorena de Shell con 14,5 kbbl/d; Lindero Atravesado (PAE) con 9,3 kbbl/d; y Coirón Amargo Sur Oeste de Shell con 8 kbbl/d. El resto de las concesiones de shale oil de Vaca Muerta produjeron en total 44,7 kbbl/d.
El informe también relevó que en mayo de este año se conectaron 10 pozos de petróleo y 7 de gas, mientras que en el mismo mes de 2021 se habían conectado 15 de shale gas y 4 de shale oil. Con nueve, YPF fue la compañía que más pozos de petróleo conectó en mayo en Vaca Muerta, mientras que PAE fue la que más pozos de gas conectó con cuatro, Total dos y Pluspetrol uno.
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Grecia y Bulgaria inauguraron hoy el gasoducto IGB, que suministrará hasta 3.000 millones de metros cúbicos de gas natural desde Azerbaiyán hasta Europa, pudiendo aumentar la cantidad hasta los 5.000 millones.
Durante la ceremonia de fin de la obra el primer ministro griego, Kyriakos Mitsotakis, subrayó la importancia de un proyecto que servirá de “puente energético decisivo” entre el sur y el norte de Europa.
El gasoducto, de 182 kilómetros de longitud, comenzará su funcionamiento a finales de mes y conectará Komotini con la ciudad búlgara de Satara Zagora.
La puesta en marcha de este proyecto es especialmente importante en un momento en que Europa intenta independizarse del gas ruso, y el interconector permitirá suministrar a Europa gas azerí a través del Gasoducto Transadriático TAP, lo que permitirá triplicar la capacidad actual.
Mitsotakis afirmó que la puesta en marcha de IGB dará un “fuerte impulso” hacia la consecución del objetivo común europeo de lograr autonomía energética.
Este proyecto coloca a Grecia como un actor geopolítico importante en el sector energético del sureste de Europa, que aspira a aumentar su peso internacional mediante otros planes de interconexión con Israel, Chipre y Egipto.
En mayo comenzó la construcción de una planta flotante de almacenamiento de gas natural licuado en el puerto septentrional griego de Alejandrópolis, proyecto apoyado por la Unión Europea y al que también pretenden unirse Serbia y Macedonia del Norte.
Esta nueva planta se suma a la ya existente en Revithousa, una pequeña isla junto a Atenas, y podrá conectarse al gasoducto IGB.
José Leonardo Gialluca, defensor del Pueblo de la provincia, denunció “cambios abusivos” de las bocas de cargas para las distribuidoras de gas envasado en la provincia, que deriva en muchos casos en sobreprecios en los valores de las garrafas de 10 kg. Gialluca llamó a la intervención “De las autoridades nacionales toda vez que, unilateral e inexplicablemente, la empresa Amarilla Gas ha cambiado las bocas de carga establecidas contractualmente y ello implica que las garrafas en lugar de obtenerlas desde Resistencia se las tenga que buscar en Bahía Blanca, con lo que se está produciendo un desabastecimiento a nivel local […]
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La Gobernadora de Rio Negro, Arabela Carreras expuso en las 9° Jornadas de Energía del diario Río Negro, en la ciudad de Neuquén. Detalló los avances del proyecto de Hidrógeno Verde y reiteró la necesidad de contar con una ley nacional que regule la actividad. Fecha: 8 de julio de 2022 Manifestó la necesidad de avanzar rápidamente en “grandes acuerdos transversales” que faciliten la llegada de las inversiones. Señaló que estos entendimientos “no pueden esperar un año y miedo, tienen que hacerse ahora, en virtud de la urgencia que tiene esta ventana de oportunidades”, reflexionó. Recalcó nuevamente en la necesidad […]
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Un camión de televisión se estacionó hoy a las 7 AM sobre avenida Libertador al 1000 frente al edificio de Enarsa para registrar desde temprano la presentación de las ofertas técnico-económicas para construir el gasoducto Néstor Kirchner, el proyecto energético que quedó envuelto en una polémica por la lentitud con la que el gobierno avanzó en su licitación, que es inversamente proporcional a la necesidad de la obra en el sistema energético argentino, y también por la renuncias y desafortunadas acusaciones políticas hacia dentro del Frente de Todos que incluso motivaron una breve judicialización.
Si faltaba agregar un capítulo más para que el proceso sea todavía más complicado, el destino quiso que la presentación de las propuestas se concrete este viernes 8 de julio justo al cierre de una de las peores semanas para el gobierno de Alberto Fernández, en un contexto de máxima incertidumbre en la mayoría de las variables centrales de la economía (valor del dólar, riesgo país y liquides de reservas del BCRA, entre otras).
«Son ofertas de alto riesgo, porque es casi imposible cerrar un número final en un escenario como este. Fue muy difícil cotizar algunos ítems del pliego que son importados sin saber qué va a pasar con el dólar”, reconocieron a EconoJournal desde una empresa constructora. “En alguna conversación informal, se le llegó a plantear a Enarsa la posibilidad de postergar la presentación de ofertas una semana más, pero la alternativa fue descartada de plano porque el gobierno no quiere que se siga instalando que la obra se complica”, agregaron.
Se descuenta que Techint Ingeniería y Construcción, subsidiaria del holding que encabeza Paolo Rocca, y Sacde, la empresa que pertenece a los accionistas de Pampa Energía, participarán del concurso, muy probablemente en forma de UTE para poder adjudicarse dos tramos contiguos. A esa lista se sumarán BTU y Victor Contreras, y tal vez Contreras Hermanos.
Lo interesante pasa por conocer si se incorporará algún contendiente más con antecedentes técnicos más difusos, como por ejemplo Bertúa.
Este viernes sólo se conocerá qué compañías están en carrera para adjudicarse alguno de los seis pliegos que conforman la licitación y el monto de la póliza de caución a modo de garantía que incluyó cada una.
Luego habrá que esperar al menos 20 días para que haya novedades, que es el plazo mínimo que se tomará la comisión evaluadora para definir a los ganadores. Se descarta, sin embargo, que en una coyuntura política y económica como esta, los tiempos terminarán extendiéndose.
La entrada En una semana de máxima incertidumbre, constructoras presentan las ofertas para construir el gasoducto Néstor Kirchner se publicó primero en EconoJournal.
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Argentina ordenó el mercado energético durante el último tiempo, a través de distintas iniciativas por parte del gobierno para incorporar generación renovables a la matriz.
Ya sea mediante las resoluciones para destrabar los contratos truncados que fueron adjudicados en el Programa RenovAr (Res. 1260/21) y el Mercado a Término (Res. 551/21) y así liberar capacidad de transporte, hasta las recientes disposiciones gubernamentales para presentar Manifestaciones de Interés y la habilitación para a las distribuidoras a participar del MATER para abastecer a los GUDI (Res. 370/22)
Bajo ese contexto fue que Gabriela Rijter, directora de Energías Renovables en la Secretaría de Energía de la Nación, brindó una entrevista durante el mega evento físico Latam Future Energy Southern Cone, en la conversó acerca de los avances del sector y anticipó algunas novedades a futuro.
“Fueron años de mucho trabajo interno, ya que había alrededor de 50 proyectos que no se iban a construir, por lo que lo primero era destrabar eso. Pero ahora el mercado vuelve a tener movimiento”, aseguró.
Los proyectos a los que hizo referencia son aquellos del RenovAr en stand by, y para los que se buscó una salida voluntaria a través de la Res. SE 1260/2021, con tal de que se libere capacidad de transporte.
Y si bien la potencia que había en los PPA que se rescindieron no son exactamente los megavatios que se liberará, dado que lo deberá analizar CAMMESA, la directora de Energías Renovables de la Nación vaticinó que “se estima que será alrededor de 700 MW”
“Se fueron muchos proyectos de manera voluntaria y mucha de esa capacidad seguramente irá a competir en el MATER, un mercado entre privados que tuvo una exitosa última convocatoria y que se está moviendo muchísimo”, sostuvo.
“Hay mucha demanda del lado de los Grandes Usuarios, que hoy les conviene comprar energías renovables. En tanto que la tendencia está hacia los proyectos solares, ya que se presentan mucho más que antes”, agregó.
Gabriela Rijter junto a Gastón Fenés, director periodístico de Energía Estratégica.
Asimismo, Rijter declaró en el evento de LFE que hay mucha expectativa con las posibles presentaciones de Manifestaciones de Interés (Res. SE 330/22) para desarrollar integralmente proyectos de infraestructura que permitan incorporar más renovables y almacenamiento de energía en diversos puntos del SADI.
Convocatoria que, según pudo averiguar Energía Estratégica, hay cierto interés por parte del sector e incluso varias empresas y entidades energéticas provinciales analizan acercar su propia propuesta.
“Además, se piensa en la reglamentación de la generación distribuida comunitaria, tal como ya hicieron dos provincias del país (Córdoba y Mendoza). Lo estamos analizando para incorporarlo a la ley nacional N° 27424”, amplió la especialista.
Y siguiendo esa misma línea, Rijter reconoció que “se trabaja en el Fondo para la Generación Distribuida de Energías Renovables (FODIS) para apalancar inversiones para para PyMEs, municipios y el sector residencial a través de créditos con subsidio de tasa”.
Por lo que de concretarse, y sumado a la nueva tendencia de instalar generación distribuida en municipios tras la habilitación del primer parque de 2 MW en Escobar, podría aumentar la potencia instalada en GD, que actualmente es de 14,8 MW, tras un mayo récord, según los últimos registros de la Secretaría de Energía.
First Solar, la empresa dedicada a la producción de módulos fotovoltaicos con base en Estados Unidos y con presencia en varios países de América Latina, continuará apostando a su estrategia de contratación a largo plazo.
Así lo aseguró Elié Villeda, country manager México y regional manager LATAM Norte de la compañía, durante la primera jornada de Latam Future Energy Southern Cone, dado que el objetivo es optimizar costos.
“Lo mejor para hacer bajar los precios de los paneles solares es la contratación a largo plazo, protegerse contra los riesgos del mercado. Incluso ya firmamos contratos a 2025 y empezamos a hacer contrataciones a 2026”, afirmó.
“Hoy en día es un riesgo muy grande depender de una sola tecnología. Y creo que la parte de optimización de costos debe ir en todo el proceso, desde la concepción, la operación. Debido a que optimizar costos es también cuidarse de lo que viene en el mercado, estar atentos a las señales que éste brinde”, agregó.
Cabe recordar que hoy en día, la empresas estadounidense ya ofrece paneles con degradación del 0.3% garantizada desde el año cero. E incluso también puso la mirada en las petroleras, que cada vez más anuncian planes de sustentabilidad y transición energética, dado que en una entrevista pasada con Energía Estratégica, los consideró como “jugadores enormes que acaparan toda la producción y pueden hacer compras para el 2022 o hasta los años 2024 y 2025”.
Asimismo, el especialista planteó que parte de la estrategia de First Solar es seguir presentes en la región de Latinoamérica, principalmente en Chile, donde ve un “gran mercado estratégico” con buena regulación.
Aunque también reconoció que, en la actualidad, están teniendo un enfoque más global y empezaron “a subir pipeline globales, con un contrato base que suplirá regiones de Europa, Norteamérica, Sudamérica y hasta Oceanía”, con la mirada puesta en respetar los acuerdos que firmen.
Y dentro de esas características, explicó que “implica protegerse de los precios que pueda haber en el futuro” para que no se cometan riesgos muy fuertes para las empresas productoras de energía, como por ejemplo que se queden sin paneles fotovoltaicos, “dado que cada vez hay más demanda”.
“Entonces si no se ve al panel solar como un recurso estratégico y se hacen contrataciones directas con los tecnólogos, se encontrarán cada vez más problemas”, concluyó.
Chile sigue su sendero a mayor incorporación de energías renovables. El pasado mes de junio el Servicio de Evaluación Ambiental (SEA) aprobó nueve proyectos.
Se trata de cinco solares fotovoltaicos, por 48,5 MW; uno eólico, de 13,5 MW; y tres obras eléctricas que permitirán sumar más energías renovables (ver al pie). En conjunto motivarán 108,72 millones de dólares.
Entre los emprendimientos de generación, se destaca el “Parque Fotovoltaico Diego de Almagro”, de 9 MW, que corresponde a un nuevo proyecto de pequeños medios de generación distribuida (PMGD), que producirá energía eléctrica a través de 35.500 módulos fotovoltaicos (paneles solares).
“El parque solar contará, a su vez, con una línea eléctrica de media tensión, la cual tendrá un circuito de 23 kV. Esta línea tendrá una extensión de 9,46 km y se utilizará para evacuar la energía eléctrica fotovoltaica de la planta Diego de Almagro con una capacidad de 9 MW, alcanza el punto de conexión placa poste N°4-001809 y empalma con la línea de distribución en media tensión, propiedad de CGE”, precisaron desde la compañía.
Por otro lado, el emprendimiento solar fotovoltaico ‘PSF CE Machalí’, de hasta 10,8 MWp y una potencia nominal de 9 MW, también fue aprobado el mes pasado.
La evacuación de la energía generada será por medio de una Línea Eléctrica de Media Tensión (LMT) de 15 kV, de una longitud aproximadamente de 1,36 km, constituida por 30 postes, para luego empalmar con una línea de media tensión existente que permita conectar el parque con el alimentador Vinilla de la Subestación Machalí.
El proyecto se emplaza en una superficie aproximada de 19 hectáreas, que consta de obras temporales y permanentes para su funcionamiento.
El tercer parque solar aprobado es la “Planta Solar San Juan”, de 9 MW, ubicado en la comuna de Chillán, Región de Ñuble.
La planta estará constituida aproximadamente por 21.504 paneles monocristalinos, instalados con tecnología de seguidores de un eje y considera la conexión a una línea eléctrica de 13.2 kV de tensión, conectada al alimentador “San Carlos” de propiedad de la empresa de distribución local correspondiente a la subestación “Chillán”.
También se destaca los Cerrillos, con una generación de potencia Instalada en DC de 10.466,00 kWp y la potencia nominal AC de inyección en el punto de conexión será de máximo 9.000 kWac.
El proyecto con sus obras permanentes y temporales está emplazado en una superficie de 25,898 Ha y cuenta con un perímetro de 2.227 m. A esto se suma la faja de protección de la línea de evacuación de energía con una superficie de 0,092 Ha cuya extensión es de 306 mtrs., además del área asociada al camino de acceso, el cual posee una longitud de 3.257 m. con una superficie de 1,47 Ha, resultando una superficie total de 27,46 Ha.
El quinto y último parque solar aprobado el mes pasado por la SEA es Rigel, de 12,5 MW. Estará conformado por conjuntos de paneles solares o bloques, cada uno con una Centro de Transformación que adecuará la corriente para ser enviada por cableado soterrado hasta el Área de Evacuación, desde donde se inyectará la energía al Sistema Eléctrico Nacional, por una Línea eléctrica de 23 kV.
Finalmente, se destaca el parque eólico El Alemán 2, ubicado en la comuna de Valdivia, Región de Los Ríos, que contempla la instalación de 3 aerogeneradores de 4,5 MW de potencia cada uno, obteniendo una potencia nominal de 13,5 MW.
Nombre
WEB
Potencia (MW)
Comunas
Provincias
Titular
Inversión (MMU$)
Fecha presentación
Fecha de aprobación
Parque Fotovoltaico Diego de Almagro
Ver
9
Diego de Almagro
Chaqaral-Copiapó-Huasco
Inmobiliaria e Inversiones Los Coihues S.A.
10,1250
23-nov-2021
17-jun-2022
Seccionamiento Línea 2×220 kV Ancoa ? Itahue en S/E Santa Isabel
Ver
0
San Clemente
Curicó-Talca-Cauquenes-Linares
Compañía General de Electricidad S.A.
9,0000
23-nov-2021
17-jun-2022
Ampliación en subestación Portezuelo
Ver
0
Marchihue
Cardenal Caro-Cachapoal-Colchagua
Compañía General de Electricidad S.A.
13,0000
22-sep-2021
2-jun-2022
Subestación Electrica SCL99
Ver
0
Colina
Chacabuco-Santiago-Talagante-Melipilla-Maipo-Cordillera
EdgeConnex Chile V SpA
15,0000
22-sep-2021
20-jun-2022
PSF CE Machalí
Ver
9
Machalí
Cardenal Caro-Cachapoal-Colchagua
COX MACHALI SPA
10,0000
21-sep-2021
16-jun-2022
Proyecto Planta Solar San Juan
Ver
9
Chillán
Energy Lancuyen SpA
10,0000
24-ago-2021
29-jun-2022
Parque Fotovoltaico Cerrillos
Ver
9
Coquimbo
Elquí-Limarí-Choapa
CERRILLOS SPA
9,0000
24-ago-2021
23-jun-2022
Parque Fotovoltaico Rigel
Ver
12,5
Copiapó
Chaqaral-Copiapó-Huasco
Rigel Solar Spa
12,0000
22-abr-2021
2-jun-2022
PARQUE EOLICO EL ALEMAN 2
Ver
13,5
Valdivia
Valdivia-Ranco
PARQUE EOLICO EL ALEMAN SpA
20,6000
23-jun-2020
2-jun-2022
La Secretaría de Desarrollo Económico (SEDECO) presentó el “Diagnóstico de Transición Energética de la Ciudad de México” con el objetivo de impulsar el desarrollo de políticas públicas que aborden la transición energética en la capital del país.
Y dentro de la hoja de ruta que plantea la entidad gubernamental, se prevé el fomento a la inversión en energías renovables, debido a que la Ciudad de México depende en 97.7% de los combustibles fósiles.
“Es imperativo que se establezcan programas y se implementen proyectos enfocados al aprovechamiento de las energías renovables en los sectores de consumo energético”, detalla el documento de la SEDECO.
¿De qué manera se prevé revertir esa situación? A través de la creación de un Fondo para el Desarrollo Energético Sustentable y el establecimiento de mecanismos para que las compras de energía eléctrica del gobierno de CDMX 80% renovables en 2030.
Además, la iniciativa propone desarrollar proyectos renovables en los ejidos o espacios disponibles, con beneficio social y económico a las comunidades rurales o poblaciones originarias, así como también continuar con el apoyo y facilidades de financiamiento de sistemas fotovoltaicos de generación distribuida y calentamiento solar de agua para MiPyMEs.
Justamente, estos últimos aspectos están representados en el proyecto de Ciudad Solar, que tiene como estandarte la instalación de 18 MW fotovoltaicos en la Central de Abasto, además del reciente convenio de colaboración para que las pequeñas empresas puedan acceder a créditos para impulsar las renovables y reducir sus tarifas eléctricas
Asimismo, la Secretaría de Desarrollo Económico realizó un cálculo potencial de la generación distribuida en el estado, promediando un promedio de 6.79 kW/contrato para usuarios residenciales, 22.23 kW/contrato para el ámbito comercial y 187.92kW/contrato para el sector industrial industriales.
En el primero de los casos, se contemplaron 79,917 usuarios, que podrían albergar cerca de 542 MW; mientras que el área comercial tiene un potencial de 8932.77 MW en 401,747 U/G, en tato que el último segmento mencionado alcanzaría hasta 1382.54 MW de generación distribuida en 7,357 usuarios.
Además, el estudio también contabilizó un total de 4741 edificios públicos no residenciales en los que se podrían implementar sistemas fotovoltaicos de hasta 500 kW en sus techos. Y la mayoría de ellos corresponden a escuelas de la ciudad.
Mientras que el límite actual de la capacidad en las líneas de transmisión de la capital de México ronda los 8 GW, pero no se descartan inversiones a futuro para ampliar la infraestructura eléctrica de CDMX con tal de incorporar más renovables y ser una ciudad más sustentable.
La Cámara Eólica Argentina (CEA) llevó adelante un recuento de la cantidad de aerogeneradores que están en funcionamiento en Argentina. Hoy en día, hay 57 parques eólicos en operación distribuidos a lo largo y ancho de Argentina que suman un total de 3.292 MW de potencia instalada gracias al funcionamiento de más de 900 aerogeneradores y las provincias que más instalaciones tienen son Chubut y Buenos Aires.
La existencia de vientos frecuentes e intensos en buena parte del país hace que Argentina cuente con un potencial superlativo en, al menos, el 70 por ciento de su territorio. Si bien la Patagonia se destaca por ser una de las zonas con mayor potencial eólico del planeta gracias a la persistencia y velocidad de sus vientos, este inagotable recurso natural es adecuado y aprovechable en otras geografías, permitiendo altos rendimientos.
Argentina cuenta con 3.292 MW de potencia eólica instalada distribuida en las distintas regiones. En el Noroeste hay 158 MW; en el Centro 128 MW; en Comahue 253 MW, el área de Buenos Aires y Gran Buenos Aires cuenta con 1177 MW y la Patagonia lidera con 1576 MW.
¿Dónde están instalados los aerogeneradores de la Argentina? El mayor número de aerogeneradores se encuentra en Chubut, que cuenta con 365. Le sigue muy de cerca la provincia de Buenos Aires, con 334.
En Santa Cruz hay 91. En La Rioja, 37, y en Córdoba, 36. Además, tanto la provincia de Neuquén como la de Río Negro cuentan -cada cual- con 29. Mientras que en La Pampa, por su parte, hay 11 aerogeneradores y en Santiago del Estero otros 4.
Actualmente, son 57 los parques eólicos en operación en nuestro territorio, pero cabe destacar que hay proyectos en marcha, tanto de construcción como de ampliación, que redundarán en un mayor número de aerogeneradores y, en consecuencia, en una mayor producción energética.
“El año pasado los aerogeneradores instalados en el país generaron 12.915,8 gigavatios hora (GWh), el equivalente a abastecer más de 2.7 millones de hogares” Contó Héctor Ruiz Moreno, gerente general de la Cámara Eólica Argentina (CEA). Asimismo, destacó que la Argentina “cuenta con un gran potencial gracias a sus factores de capacidad, condiciones topográficas óptimas y personal técnico calificado” y que “la industria eólica puede competir con cualquier alternativa térmica”.
Además de recordar el impacto ambiental positivo de esta forma de energía renovable, que reduce la huella de carbono y conduce a economías más sustentables, que “en este 2022 se estima que la energía eólica producirá un ahorro para el país de 3.250 millones de dólares en divisas”.
El ministro de Ciencia, Tecnología e Innovación, Daniel Filmus, visitó en misión oficial el Estado Plurinacional de Bolivia a fin de continuar consolidando las acciones de cooperación en ciencia y tecnología con los principales países de la región. La agenda del ministro comenzó con la visita a la estación terrena de Amachuma, perteneciente a la Agencia Boliviana Espacial (ABE). La delegación argentina fue recibida por el Director General Ejecutivo, Jhonny Iván Zambrana Cruz.
Allí, el ministro presentó los planes argentinos para la Agencia Espacial de Latinoamérica y el Caribe (ALCE), y Zambrana le manifestó el apoyo de la AEB al proyecto en relación a la importancia que le otorga Bolivia a las acciones para prevenir y mitigar efectos del cambio climático. Del mismo modo, se avanzó en acciones de cooperación en temáticas de procesamiento de imágenes y del ofrecimiento de becas de capacitación en temáticas espaciales por parte de la Argentina.
“Mantuvimos una muy buena reunión y avanzamos en una agenda de cooperación en el ámbito espacial, de comunicaciones y capacitación de investigadoras e investigadores. Buscaremos trabajar en forma conjunta para la fabricación de satélites y recepción de imágenes”, señaló Filmus.
La agenda continuó con la visita al Centro de Medicina Nuclear “El Alto” y la reunión con la Directora General Ejecutiva de la Agencia Boliviana de Energía Nuclear, Hortensia Jiménez. El Centro fue construido por el INVAP en el marco de un contrato que estipuló también la instalación de los equipamientos, la puesta en marcha, la formación de recursos humanos y la consultoría para una gestión sustentable en asociación con la Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA).
El punto central de la misión fue la audiencia con el Presidente del Estado Plurinacional de Bolivia, Luis Arce, en donde se discutieron los puntos en común que hacen de la ciencia y la tecnología vectores centrales de la integración regional: “Coincidimos con el Presidente en que el desarrollo de la ciencia y la tecnología son fundamentales para fortalecer la integración latinoamericana y para ejercer la soberanía. Así, nos comprometimos a profundizar el trabajo conjunto en temas vinculados a medicina y energía nuclear, investigación aeroespacial, biotecnología y tecnologías para la transición energética, principalmente litio”, manifestó el Ministro Filmus.
Asimismo, Filmus mantuvo encuentros con el Ministro de Hidrocarburos y Energías, Franklin Molina Ortiz; el Viceministro de Altas Tecnologías Energéticas, Álvaro Arnez Prado; y el Presidente Ejecutivo Yacimientos de Litio Bolivianos Corporación (YLB), Carlos Humberto Ramos Mamani.
La misión culminó con las audiencias con el Ministro de Educación, Edgar Pary Chamby y el Viceministro de Ciencia y Tecnología, Julio Gómez Chambilla, con quienes el ministro argentino compartió la experiencia de gestión en la cartera científica.
Las principales compañías refinadoras del país dieron a conocer que la disponibilidad de gasoil en las estaciones de servicio aumentó en las últimas dos semanas y pasó a ser del 89 por ciento promedio.
Respecto a la recomposición de la situación de stock que comenzó a vislumbrarse, una de las empresas comunicó que, en la última semana de junio, sus estaciones de servicio tuvieron gasoil en los tanques durante el 95 por ciento del día, cuando a principios de junio esta cifra era mucho menor, llegando a un 70 por ciento.
Desde otra compañía señalaron que, en promedio, en la última quincena de junio registraron abastecimiento pleno de gasoil en 86 estaciones de cada 100 que tienen en todo el país cuando en la primera quincena del mes sólo llegaban a 76.
La crisis de desabastecimiento ha provocado un esfuerzo logístico y de producción por parte de la industria con el objetivo de hacerle frente a esta situación. Es por esto que las refinerías se encuentran trabajando al 100 por ciento de su capacidad para cubrir la demanda.
Las importaciones de gasoil que se registraron entre enero y mayo de este año alcanzaron más de 1.250 millones de litros, el doble que en el mismo período del año pasado.
En los primeros cinco meses de 2022, el volumen de gasoil comercializado en las estaciones de servicio de todo el país superó en casi 19 por ciento al del mismo período de 2021, alcanzando un nivel que no se registraba desde 2015.
Además, la comparación interanual de las ventas en estaciones de servicio entre junio de 2021 y de 2022 registró un aumento de más del 20 por ciento, según precisaron desde las compañías petroleras. Asimismo, dieron a conocer que en La Rioja esa cifra se elevó al 55 por ciento y en Misiones y Corrientes al 44 por ciento.
La entrada Petroleras aseguran que el abastecimiento de gasoil empezó a normalizarse en buena parte del país se publicó primero en EconoJournal.
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Chubut y Buenos Aires, son las provincias con mayor cantidad de aerogeneradores instalados en Argentina.
La Cámara Eólica Argentina (CEA) llevó adelante un recuento de la cantidad de aerogeneradores que están en funcionamiento en Argentina. Hoy en día, hay 57 parques eólicos en operación distribuidos a lo largo y ancho de Argentina que suman un total de 3.292 MW de potencia instalada gracias al funcionamiento de más de 900 aerogeneradores y las provincias que más instalaciones tienen son Chubut y Buenos Aires.
La existencia de vientos frecuentes e intensos en buena parte del país hace que Argentina cuente con un potencial superlativo en, al menos, el 70 por ciento de su territorio. Si bien la Patagonia se destaca por ser una de las zonas con mayor potencial eólico del planeta gracias a la persistencia y velocidad de sus vientos, este inagotable recurso natural es adecuado y aprovechable en otras geografías, permitiendo altos rendimientos.
Argentina cuenta con 3.292 MW de potencia eólica instalada distribuida en las distintas regiones. En el Noroeste hay 158 MW; en el Centro 128 MW; en Comahue 253 MW, el área de Buenos Aires y Gran Buenos Aires cuenta con 1177 MW y la Patagonia lidera con 1576 MW.
¿Dónde están instalados los aerogeneradores de la Argentina?
El mayor número de aerogeneradores se encuentra en Chubut, que cuenta con 365.
Le sigue muy de cerca la provincia de Buenos Aires, con 334.
En Santa Cruz hay 91.
En La Rioja, 37.
Y en Córdoba, 36.
Tanto la provincia de Neuquén como la de Río Negro cuentan -cada cual- con 29.
En La Pampa, por su parte, hay 11 aerogeneradores.
Y en Santiago del Estero, 4.
Actualmente, son 57 los parques eólicos en operación en nuestro territorio, pero cabe destacar que hay proyectos en marcha, tanto de construcción como de ampliación, que redundarán en un mayor número de aerogeneradores y, en consecuencia, en una mayor producción energética. Algunos ejemplos: el Parque Eólico La Elbita, en la provincia de Buenos Aires; el Parque Eólico San Luis Norte, en San Luis, y el Parque Vivoratá, en Buenos Aires; el Parque Eólico Aluar, en Puerto Madryn; y el Parque Eólico Arauco, en La Rioja.
“El año pasado los aerogeneradores instalados en el país generaron 12.915,8 gigavatios hora (GWh), el equivalente a abastecer más de 2.7 millones de hogares” Contó Héctor Ruiz Moreno, gerente general de la Cámara Eólica Argentina (CEA).
Destacó además que la Argentina “cuenta con un gran potencial gracias a sus factores de capacidad, condiciones topográficas óptimas y personal técnico calificado” y que “la industria eólica puede competir con cualquier alternativa térmica”. Además de recordar el impacto ambiental positivo de esta forma de energía renovable, que reduce la huella de carbono y conduce a economías más sustentables, que “en este 2022 se estima que la energía eólica producirá un ahorro para el país de 3.250 millones de dólares en divisas”.
Acerca de CEA: La Cámara Eólica Argentina (CEA) es una asociación civil que nace con el fin de favorecer el desarrollo y potenciación del sector eólico argentino. A través de una comunicación efectiva y su participación en los procesos de toma de decisiones políticas, la CEA busca facilitar políticas e iniciativas nacionales e internacionales que fortalezcan el desarrollo de los mercados, la infraestructura y la tecnología argentina y mundial de la energía eólica. https://camaraeolicaargentina.com.ar/
La Cámara Eólica Argentina (CEA) llevó adelante un recuento de la cantidad de aerogeneradores que están en funcionamiento en Argentina. Hoy en día, hay 57 parques eólicos en operación distribuidos a lo largo y ancho de Argentina que suman un total de 3.292 MW de potencia instalada gracias al funcionamiento de más de 900 aerogeneradores y las provincias que más instalaciones tienen son Chubut y Buenos Aires.
La existencia de vientos frecuentes e intensos en buena parte del país hace que Argentina cuente con un potencial superlativo en, al menos, el 70 por ciento de su territorio. Si bien la Patagonia se destaca por ser una de las zonas con mayor potencial eólico del planeta gracias a la persistencia y velocidad de sus vientos, este inagotable recurso natural es adecuado y aprovechable en otras geografías, permitiendo altos rendimientos.
Argentina cuenta con 3.292 MW de potencia eólica instalada distribuida en las distintas regiones. En el Noroeste hay 158 MW; en el Centro 128 MW; en Comahue 253 MW, el área de Buenos Aires y Gran Buenos Aires cuenta con 1177 MW y la Patagonia lidera con 1576 MW.
¿Dónde están instalados los aerogeneradores de la Argentina?
El mayor número de aerogeneradores se encuentra en Chubut, que cuenta con 365.
Le sigue muy de cerca la provincia de Buenos Aires, con 334.
En Santa Cruz hay 91.
En La Rioja, 37.
Y en Córdoba, 36.
Tanto la provincia de Neuquén como la de Río Negro cuentan -cada cual- con 29.
En La Pampa, por su parte, hay 11 aerogeneradores.
Y en Santiago del Estero, 4.
Actualmente, son 57 los parques eólicos en operación en nuestro territorio, pero cabe destacar que hay proyectos en marcha, tanto de construcción como de ampliación, que redundarán en un mayor número de aerogeneradores y, en consecuencia, en una mayor producción energética. Algunos ejemplos: el Parque Eólico La Elbita, en la provincia de Buenos Aires; el Parque Eólico San Luis Norte, en San Luis, y el Parque Vivoratá, en Buenos Aires; el Parque Eólico Aluar, en Puerto Madryn; y el Parque Eólico Arauco, en La Rioja.
“El año pasado los aerogeneradores instalados en el país generaron 12.915,8 gigavatios hora (GWh), el equivalente a abastecer más de 2.7 millones de hogares” Contó Héctor Ruiz Moreno, gerente general de la Cámara Eólica Argentina (CEA). Destacó además que la Argentina “cuenta con un gran potencial gracias a sus factores de capacidad, condiciones topográficas óptimas y personal técnico calificado” y que “la industria eólica puede competir con cualquier alternativa térmica”. Además de recordar el impacto ambiental positivo de esta forma de energía renovable, que reduce la huella de carbono y conduce a economías más sustentables, que “en este 2022 se estima que la energía eólica producirá un ahorro para el país de 3.250 millones de dólares en divisas”
La entrada Aerogeneradores en Argentina: provincia a provincia se publicó primero en EconoJournal.
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El reconfirmado Secretario de Energía de la Nación, Darío Martínez, expresó que “las medidas que adoptó el Gobierno referidas al abasto de gasoil están dando resultado, y las refinerías están logrando cubrir en forma creciente la demanda extraordinaria que se registró en estos meses”.
Martínez declaró que “la información que relevamos en todo el país de las estaciones de servicio marca una tendencia hacia la normalización del abastecimiento, con disminución de quiebres y aumento de stocks respecto de mayo y de la primera semana de junio, lo mismo ratifican las principales refinerías y alguna de las principales cámaras de transporte”.
El Secretario de Energía agregó que “el aumento del corte con Biodiesel, el ritmo creciente de importaciones y el funcionamiento pleno de la capacidad de producción nacional, están dando sus frutos”.
Martínez afirmó que “YPF, Shell-Raizen, Axion-Pae y Puma-Trafigura, nos informan que, en promedio en junio, las estaciones de servicio vendieron 20 % más gasoil que el año pasado, y que en las de La Rioja, Misiones y Corrientes, se vendió entre un 44 % a un 55 % más que el año pasado”.
El funcionario declaró que “las refinerías comunicaron que el abastecimiento pleno de Gasoil en las estaciones de servicio creció 15 % en relación a la primera quincena de junio, alcanzando casi el 90 % de bocas de expendio”.
El Secretario, expresó que “seguimos monitoreando la situación, y trabajando para optimizar la logística, el abastecimiento de Biodiesel a las refinerías, y el abastecimiento del producto tanto en el canal mayorista como en el minorista”.
RELEVAMIENTO
Fuentes empresarias del refino y la comercialización de combustibles en el mercado local indicaron que la disponibilidad de gasoil en las estaciones de servicio aumentó en las últimas dos semanas de junio, pasó a ser del 89 % promedio en todo el país.
En esta primera semana de julio, la situación sigue mejorando y los niveles de stock de gasoil en las estaciones de servicio de todo el país son todavía mejores, indicaron.
El dato surge de un relevamiento con las principales compañías refinadoras del país, que coinciden en señalar una recomposición de la situación de stock de gasoil en sus estaciones de servicio.
El dato de la primera semana de julio es de una mejora ostensible respecto de los buenos números de fines de junio.
La demanda de gasoil desde principios de año se sostiene en niveles históricamente altos.
En los primeros cinco meses de este año, el volumen de gasoil comercializado en las estaciones de servicio de todo el país superó en casi 19 % al del mismo período del año pasado y alcanzó un nivel que no se registraba desde el año 2015.
Las ventas en estaciones de servicio durante el mes de junio superaron en 20% a las que registraron en el mismo mes del año pasado.
Frente a esta situación, la industria está haciendo un esfuerzo de producción y logístico inédito para contribuir a darle una solución al problema de abastecimiento en todo el país en un contexto complejo, se explicó.
Las refinerías están trabajando al 100 % de su capacidad para hacer frente a semejante nivel de demanda. El sector continuará articulando las acciones necesarias para garantizar el suministro del combustible, añadieron.
Las importaciones de gasoil en el período enero-mayo de este año alcanzaron más de 1.250 millones de litros, duplicando las importaciones del mismo período del año pasado.
Así lo expresó Luis Villanueva, subsecretario de Planificación de Políticas de Transparencia de la Oficina Anticorrupción, quien está a cargo del desarrollo y puesta en marcha del Registro de Integridad y Transparencia para Empresas y Entidades (RITE), que cuenta con el apoyo de empresas como YPF y Metrogas.
El pasado jueves 23 de junio, la Oficina Anticorrupción (OA) realizó la presentación de avances del primer registro de integridad de Argentina, donde representantes de empresas privadas y con participación estatal, organismos públicos, organizaciones de la sociedad civil y profesionales del compliance, entre ellos YPF y Metrogas, expusieron sobre el desarrollo y los desafíos de la iniciativa impulsada por la OA.
Allí, Luis Villanueva, subsecretario de Planificación de Políticas de Transparencia de la OA, contó: “RITE es un proyecto de elaboración colectiva, no es fácil ni común que el sector público y el privado nos pongamos de acuerdo en muchas cosas, a veces no es sencillo, y esta una muestra que sí. Hemos conversado muchas veces, el proyecto ha variado mucho desde el comienzo y hoy está a punto de estar online. Agradecemos el acompañamiento de todos los organismos públicos, al sector privado y a las organizaciones de la sociedad civil”.
El Registro de Integridad y Transparencia para Empresas y Entidades tiene como propósito contribuir al desarrollo, mejora y madurez de los programas de integridad, al intercambio de buenas prácticas y a promover ambientes transparentes en negocios y mercados.
Para ello, mediante una plataforma digital, el registro busca sumar esfuerzos que propicien un entorno adecuado para el desarrollo de negocios éticos y un relacionamiento público-privado basado en la confianza y el interés común. A su vez, colaborará con la implementación efectiva de la Ley 27401 de Responsabilidad Penal de las Personas Jurídicas permitiendo mejorar el cumplimiento de los requisitos establecidos en la norma para la contratación con el Estado, así como el conocimiento y evaluación por parte de las oficinas públicas de los programas de integridad.
En su presentación, María Archimbal, Chief Compliance Officer en YPF dijo: “El hecho de que exista una herramienta como RITE colabora en el análisis que nosotros podemos hacer en los procesos de debida diligencia de nuestros terceros. YPF tiene un programa de terceros dentro del programa de integridad, con lo cual el hecho de que se promuevan este tipo de herramientas facilita y complementa el análisis que nosotros podemos hacer de aquellas terceras partes con las que nos relacionamos”. A su vez, explicó: “Estamos pensando incorporar dentro del programa de integridad de la compañía algún aspecto que esté vinculado con RITE, obviamente como es voluntario no es una cuestión excluyente, pero valorar que las empresas de nuestra cadena de valor estén en RITE”.
En ese sentido, Villanueva destacó la adhesión de YPF al RITE, quienes fueran una de las primeras compañías en firmar un acuerdo con la OA para su implementación: “Que empresas de la talla de YPF apoyen y promuevan RITE tiene un valor fundamental para que la iniciativa madure y llegue a empresas y organizaciones de todo el país”. Y agregó: “Las empresas del sector energético y sus cadenas de valor serán una referencia para la adopción de RITE”.
Por su parte, Patricia Vázquez, Oficial de Ética y Cumplimiento en Metrogas hizo hincapié en el proceso del diseño del RITE: “El primer contacto con RITE fue en agosto de 2021, en una presentación que la Oficina Anticorrupción hizo al IAPG. La primera impresión fue ‘quiero estar ahí, quiero sumarme’ y creo que hicimos una lista de quienes queríamos participar de las mesas. A las dos semanas nos empezaron a llegar las invitaciones y ya después de la primera experiencia de mesa dije ‘quiero seguir’, porque yo no había estado en muchos ámbitos participativos donde este intercambio público-privado funcionara, y funcionó muy prolijo. Con debates de organismos de la sociedad civil, academia, empresas. Fueron como siete mesas que se organizaron, con una agenda previa y espacio para que mandes los comentarios. En la reunión venían procesados y se trabajaba sobre las preguntas, se tomaban los comentarios y de una reunión a otra se generaba otra versión. Fue realmente muy participativo”.
Actualmente se puede visitar el sitio web www.rite.gob.ar, el Portal RITE con información, documentos y recursos sobre programas de integridad que permite a las organizaciones acceder a los modelos de formularios que serán parte del registro y mantenerse actualizadas de las novedades del Registro de Integridad y Transparencia para Empresas y Entidades (RITE).
Diseño colaborativo de RITE
El trabajo colaborativo de RITE se llevó a cabo junto a más de 80 profesionales del ámbito privado, académico, de la sociedad civil, gobierno y de empresas con participación estatal, quienes durante dos meses conformaron las mesas con el fin de relevar revisiones y sugerencias sobre diferentes aspectos del registro como formularios, clasificación de entidades, niveles de madurez de los programas de integridad, política de seguridad y acceso a la información, reglamento y documentos de respaldo.
Al respecto, Luis Villanueva destacó el compromiso de los expertos a la hora de evaluar los diferentes materiales y exponer sus revisiones: “Desde el momento cero de la iniciativa nos propusimos llevar adelante un proceso de construcción colectiva, cuyos primeros resultados quedaron reflejados en lo que hemos logrado los meses de trabajo conjunto” y precisó: “Estamos construyendo comunidad”.
Sean Rooney se retira de Shell y Ricardo Rodríguez lo reemplaza en su cargo.
Rooney trabaja en Shell hace más de 20 años y había asumido como presidente de la filial argentina en el año 2018.
El nuevo presidente de la empresa es ingeniero químico y tiene una extensa carrera en el Upstream en los Estados Unidos.
Rooney es Presidente de Shell Argentina desde octubre de 2018. En sus más de 20 años en la compañía se desempeñó como Vicepresidente de Relaciones con Gobierno y Vicepresidente de Desarrollo de Nuevos Negocios de Royal Dutch Shell.
Rooney lideró el desarrollo de negocios de la compañía en los Países Bajos, Rusia, China, Egipto, Siria, Arabia Saudita, Venezuela y Argentina, entre otros países de América Latina, Europa, Asia y Medio Oriente. Fue Presidente de Shell Venezuela entre 2004 y 2008, y Vicepresidente de Exploraciones Regionales para Medio Oriente y el Sudeste Asiático entre 2008 y 2010.
Sus primeras experiencias laborales en Argentina fueron entre 1998 y 2003, como Gerente de Desarrollo de Nuevos Negocios de Shell Argentina (2000-2003) y Gerente de Exploración y Producción de ExxonMobil para Argentina y Bolivia (1998-2000). Es geólogo por la Universidad de Indiana (Estados Unidos) y Ph.D. en Geofísica por la Universidad de Wisconsin (Estados Unidos).
Quien lo sucederá en el cargo, Ricardo Rodríguez, trabaja en Shell hace más de 20 años y asumirá como Country Chair de Shell para Argentina, Chile y Uruguay a partir de agosto de 2022.
Nació en Venezuela, donde vivió hasta el momento de su graduación como ingeniero químico en la Universidad Central de Venezuela. Posee también un master en ingeniería química por la University of Southern California.
Rodriguez ha ocupado posiciones en diferentes proyectos de Upstream onshore y offshore, con experiencia en la adquisición de bloques, la planificación de proyectos de desarrollo y la ejecución y producción en operaciones. También lideró la ingeniería petrolera y la planificación de desarrollo para el portfolio de Shell Deepwater en América.
Más recientemente, se desempeñó en la cuenca de No Convencionales de Permian, en los Estados Unidos.
El presidente de Transportes Crexell, Nicolás Crexell, falleció este jueves a sus 56 años. En los últimos meses había estado batallando contra una dura enfermedad.
La noticia conmocionó a todo el sector. El empresario siempre apuntó a seguir innovando en tecnología, equipamiento y capacitación del personal porque entendía la importancia de los desafíos de eficiencia.
Crexell era el fundador de una de las empresas prestadoras de servicio líder en Neuquén para la industria del Oil & Gas que, gracias a la inversiones que habían realizado en maquinarias y renovaciones permanentes, se logró expandir hacia Mendoza, Río Negro, La Pampa, Santa Cruz, Chubut, Tierra del Fuego y Buenos Aires con proximidad a los puertos.
Crexell formaba parte de una familia vinculada a la política ya que era hijo de la ex intendente Luz María Sapag, nieto de Elías Sapag -ex senador y uno de los fundadores del Movimiento Popular Neuquino- y hermano de la senadora Lucila Crexell.
La entrada Falleció Nicolás Crexell, un reconocido empresario de servicios petroleros de Neuquén se publicó primero en EconoJournal.
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La ministra de Economía, Silvina Batakis, confirmó este miércoles por la noche que no habrá cambios en el decreto 332/22 de segmentación tarifaria. “Hay una buena parte de la sociedad argentina que hoy está en condiciones de afrontar el pago completo de los servicios que está recibiendo”, aseguró. La funcionaria ratificó también al equipo de la Secretaría de Energía que responde a la vicepresidenta Cristina Fernández de Kirchner. Lo llamativo es que Batakis justificó la continuidad de ese equipo como un respaldo a la segmentación tarifaria, pese a que quien impulsaba la segmentación era el ahora ex ministro de Economía, Martín Guzmán, y quienes intentaron frenarla son los que continuarán en sus cargos y ya han dejado trascender que quieren introducir cambios en el plan.
-Nosotros necesitamos que esa Secretaría de Energía, que es quien eleva al presidente como propuesta hacer este trabajo, siga trabajando en esto. Yo necesito que ellos trabajen porque son personas idóneas que vienen trabajando en eso. –aseguró Batakis en el programa «A dos voces» de TN.
-Le hicieron la vida imposible a Guzmán. –le respondió el periodista.
-La verdad que no sé.
-Esto corre por cuenta mía, pero creo que Guzmán lo último que le pidió al presidente fue desplazarlos. No ocurrió y por eso se fue. –insistió el periodista.
-No fue un tema de conversación que tuvimos en la transición con el ministro, pero yo vengo trabajando con esa área, ya hemos tenido dos o tres reuniones para finalmente poder concretar esta instrucción que dio el presidente y es lo que a la brevedad vamos a hacer. –concluyó Batakis.
La respuesta de la ministra sorprende porque la persona que estaba a cargo de la política de segmentación tarifaria en la Secretaría de Energía era el subsecretario de Planeamiento Energético, Santiago López Osornio, el único funcionario del área puesto por Guzmán y el único que renunció junto con el ministro.
Durante los últimos meses, cada vez que EconoJournal consultó en la Secretaría de Energía alguna cuestión referida a la segmentación la respuesta fue la misma: “El que está con ese tema es López Osornio”. De hecho, en el artículo 1 de la resolución 467/22 que avanza con la reglamentación del decreto 332/22 lo que hizo el secretario de Energía, Darío Martínez, fue desentenderse formalmente de lo que ya antes se había desentendido en los hechos al delegar la instrumentación de la segmentación en la subsecretaría encabezada por López Osornio.
Tanto Darío Martínez como el subsecretario de Energía Eléctrica, Federico Basualdo, se habían desentendido en los últimos meses de la política de segmentación tarifaria no solo porque Guzmán había puesto a López Osornio como responsable, sino porque estaban abiertamente en contra de la propuesta de segmentación que diseño Osornio que ahora Batakis dice que va a aplicar
El decreto 332/22 establece en su artículo 1 el régimen de segmentación a partir de junio de este año. Cuando fuentes de la subsecretaría de Planeamiento Energético explicaron cómo sería la implementación aseguraron para el segmento de mayores ingresos, identificado en el decreto como parte del segmento Nivel 1, ya desde el 1 de junio efectivamente comenzaron a ver recortados sus subsidios y el plan oficial era que terminaran pagando la tarifa plena luego de seis meses.
Ese segmento de usuarios Nivel 1 incluye, según el mismo decreto, a todos los que cumplan alguno de los siguientes requisitos: ingresos mensuales netos superiores a un valor equivalente a 3,5 Canastas Básicas Totales (350 mil pesos, según los últimos datos de Indec), titulares de tres o más automóviles con antigüedad menor a cinco años; titulares de tres o más inmuebles; titulares de una o más aeronaves o embarcaciones de lujo, y/o titulares de activos societarios que exterioricen capacidad económica plena. Cerca de Guzmán decían que iban a ser cerca del 10% de la población.
La decisión de comenzar a retirarles los subsidios a partir del 1 de junio era polémica porque no se llegaron a implementar los precios mayoristas diferenciales ni en la energía eléctrica ni en el gas natural y tampoco se inició el proceso administrativo con los entes reguladores para aplicar esa segmentación. Es decir, no existe hoy un cuadro tarifario diferenciado para ese sector, pero el decreto 332/22 dice en su artículo 4 que los usuarios “comprendidos en el segmento del Nivel 1 pagarán el costo pleno de los servicios de energía eléctrica y gas natural por red contenido en la factura” y luego aclara explícitamente que “este proceso se realizara en forma gradual y en tercios bimestrales, de modo tal que, al finalizar el año en curso, estén abonando el costo pleno de la energía que se les factura”. Eso supondría un aumento cercano al 200% en un plazo de seis meses. Batakis aseguró anoche que no habrá cambios en el decreto. Por lo tanto, se supone que ese plan seguirá vigente.
El artículo 7 del decreto 332/22 el Registro de Acceso a los subsidios a la Energía (RASE) “en el cual se deberán inscribir los usuarios y usuarias residenciales de los servicios públicos de energía eléctrica y gas natural por redes que soliciten el subsidio del Estado Nacional, sean o no titulares de los mismos”. Este artículo da a entender que quienes no se anoten en ese registro perderán el subsidio y así lo ratificaron fuentes de la secretaría de Energía cuando la norma se publicó.
Pese a las promesas oficiales, el registro nunca se puso a disposición del público y cerca de Guzmán aseguraron entonces que la implementación no avanzaba porque Darío Martínez la estaba frenando. Guzmán solicitó desplazar a Martínez y como no lo autorizaron finalmente renunció. Martínez será ahora, según Batakis, el funcionario que deberá poner en marcha el decreto 322/22, aunque fuentes de la secretaría ya han dejado trascender que quieren introducir cambios en el plan de Guzmán.
La entrada Batakis dice que aplicará el decreto 332 de segmentación tarifaria de Guzmán con los funcionarios de Energía que lo resistían se publicó primero en EconoJournal.
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En una declaración en conjunto, los mandatarios destacaron la importancia estratégica de la obra para ahorrar divisas, y calificaron de “imprescindible” el desarrollo de infraestructura para el abastecimiento de gas natural en todo el país para lograr “un federalismo real”. Además, definieron una misión a los Estados Unidos que tendrá lugar del 27 al 30 de septiembre. El próximo encuentro de la asamblea será el 23 de agosto, en Jujuy. El gobernador chaqueño Jorge Capitanich participó este martes en Formosa de la 11° Asamblea de Gobernadores del Norte Grande (NG), junto a sus pares de otras nueve provincias de la […]
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La Cámara de Diputados aprobó con amplio respaldo y giró al Senado el proyecto de promoción de inversiones en la industria automotriz, que contempla beneficios fiscales como una exención de derechos de exportación hasta 2031 y declara sector estratégico a la producción autopartista. La iniciativa fue aprobada con 227 votos aportados por el Frente de Todos, Juntos por el Cambio, Interbloque Federal, Provincias Unidas, Ser y Movimiento Popular Neuquino, con un rechazo de los ocho legisladores del Frente de Izquierda y la extrema derecha. Tras esta sanción, el plenario legislativo debatió y aprobó una iniciativa que extiende hasta 2034 la […]
La entrada Plan de inversiones para automotrices se publicó primero en RunRún energético.
Desde el organismo aguardan las medidas que tome el equipo de trabajo de Silvina Batakis, flamante ministro de economía pero pidieron que se escuchen sus recomendaciones para no continuar con la baja rentabilidad y evitar futuros quiebres de stock de combustibles. Esta nueva asunción de un cargo tan importante en cuanto a país refiere llega en un momento crítico por varias razones entre ellas los precios de los combustibles, los quiebres de stock de gasoil y la baja rentabilidad en las Estaciones de Servicio. Es por eso que se esperan definiciones además de la Secretaría de Energía, un área muy […]
La entrada CECHA instó a Batakis a que diga cual es el plan de acción que tendrá su gestión en materia energética se publicó primero en RunRún energético.
El intendente Mariano Gaido aseguró esta mañana que la empresa de investigación YPF- Tecnología formará parte del Polo Tecnológico que se construirá en la ciudad. Fue luego de la reunión que mantuvo ayer junto al gobernador, Omar Gutiérrez, y las autoridades de la compañía integrada por miembros de YPF y Conicet y en la que Neuquén se sumó al Consorcio para el Desarrollo de la Economía del Hidrógeno en Argentina. “Ayer visitamos Y-TEC en Polo Tecnológico de Berisso y la empresa ha tomado el compromiso de venir y desarrollarse en Neuquén”, aseguró Gaido durante una rueda de prensa. El jefe […]
La entrada Gaido confirmó que Y-TEC integrará el Polo Tecnológico de la ciudad se publicó primero en RunRún energético.
Uruguay es el líder de la región. Además de mitigar los efectos del cambio climático, las energías limpias generan inversiones por cientos de millones de dólares y crean miles de empleos. En medio de las promesas de los gobiernos del mundo de reducir las emisiones de carbono para tratar de mitigar el cambio climático, las energías renovables siguen ganando terreno en el planeta y en particular en América Latina. Con Uruguay como el país de la región con la mayor incorporación de energías renovables en su matriz energética (y número 2 a nivel mundial), la Argentina, Brasil, México y Chile […]
La entrada Las energías renovables ganan terreno en América Latina: las claves para incentivar su crecimiento se publicó primero en RunRún energético.
Dentro de este relevante evento para la industria hidrocarburífera, el gobierno provincial propicia las condiciones para la promoción y el posicionamiento de las pymes locales. Con el acompañamiento del Gobierno provincial, las empresas locales contarán con un stand institucional en la Argentina Oil & Gas Patagonia 2022. La actividad se desarrollará del 10 al 12 de agosto en el Espacio Duam, en Neuquén capital. El espacio institucional es coordinado por el Centro PyME-ADENEU (ministerio de Producción e Industria), y cuenta financiamiento del Consejo Federal de Inversiones (CFI) a través de la secretaría del COPADE y del ministerio de Turismo. La […]
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El Gobierno de la provincia comunica que luego de levantada la huelga de capitanes de barco, la embarcación que se encontraba en la ciudad de Comodoro Rivadavia retoma su viaje hacia la ciudad de Ushuaia, logrando así solucionar la situación que afectaba a la Planta Orión en la capital fueguina. Con la normalización de la operatividad de los buques que despachan combustibles, en horas se pondrá al corriente el expendio de nafta y gasoil en las estaciones de servicio provinciales. Desde el Gobierno de Tierra del Fuego se agradeció la gestiones realizadas por el ministro de Trabajo, Empleo y Seguridad, […]
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Gialluca denunció a esta firma por ante las Autoridades Nacionales y pidió la intervención de CADIGAS, toda vez que, unilateral e inexplicablemente, Amarilla Gas ha cambiado las bocas de carga establecidas contractualmente y ello implica que las garrafas en lugar de obtenerlas desde Resistencia – Chaco, se las tenga que buscar en Bahía Blanca – Provincia de Buenos Aires, con lo que se está produciendo un desabastecimiento a nivel local y paralelamente un aumento de este producto, ya que, para que cierren las ecuaciones económicas de las distribuidoras, no se viene respetando el precio de $ 630 al mostrador, y […]
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El país dijo anteayer que ha reactivado dos grandes centrales eléctricas de gas natural licuado (GNL), traído desde España vía el Gasoducto Magreb Europa (GME), luego de la decisión de Argelia de dejar de mandar gas. “El Reino de Marruecos garantiza su suministro en gas natural al haber cerrado contratos de compra de GNL en el mercado internacional, utilizando infraestructuras gasíferas de operadores españoles y el Gasoducto Magreb-Europa”, dijeron en un comunicado la Oficina Nacional de Electricidad y Agua Potable (ONEE) y la Oficina Nacional de Hidrocarburos y Minas (NHYM). Este GNL servirá en especial para volver a poner en […]
La entrada Marruecos: Vuelven a funcionar centrales de gas gracias a España se publicó primero en RunRún energético.
La entidad dirigida por Guillermo Michel comenzó a investigar las importaciones de bienes de capital con sobreprecios que son trianguladas a través de sociedades del exterior sin antecedentes ni capacidad económica suficiente. La Aduana comenzó a investigar las importaciones de bienes de capital con sobreprecios que son trianguladas a través de sociedades del exterior sin antecedentes ni capacidad económica suficiente. En este caso, la Aduana denunció ante la justicia en lo penal económico a NRG Argentina SA, que para el período enero 2019 a junio 2022 documentó un total de 132 destinaciones de importación en su mayoría con una empresa […]
La entrada Aduana denunció a una empresa que opera en Vaca Muerta por sobrefacturar la importación de maquinaria se publicó primero en RunRún energético.
Comenzó Latam Future Energy Southern Cone en Chile, un nuevo mega evento físico que otra vez reunió a cientos de protagonistas del sector energético renovable de América Latina y que garantizó el más sofisticado networking y generación de contenido exclusivo del mercado.
Y en el segundo evento presencial del año organizado por LFE más de 400 hombres y mujeres claves de gobierno, asociaciones y altos cargos ejecutivos de las más prestigiosas empresas, se hicieron presente en el Golf Club 50 de Santiago.
Allí, los expertos del sector dialogaron sobre las nuevas temáticas para el crecimiento de las renovables, las tendencias tecnológicas e innovaciones de generación y almacenamiento en la zona austral de la región.
Es por ello que, a lo largo de la primera jornada, se llevó a cabo una serie de paneles enfocados en el panorama energético de la región, los nuevos desarrollos, oportunidades de expansión, perspectivas de inversión, tanto en eólica, solar, almacenamiento e hidrógeno verde, entre otros tópicos que se distinguieron a través de la transmisión gratuita y que quedará a disposición de los espectadores en la plataforma de YouTube (ver enlace).
A continuación las frases más destacadas del primer día del evento organizado por LFE:
María Teresa González, gerenta general de Statkraft: “Tenemos una estrategia de expansión y nos interesa mucho Chile por sus condiciones climáticas y sus recursos espectaculares”.
Paulina Ramírez del Barrio, gerenta de Nuevas Tecnologías de CVE Chile: “Apuntamos a 2 GW instalados en fotovoltaica al 2025 (…) Lo que pedimos en PMGD es que uno pueda modificar sus proyectos existentes para agregar almacenamiento y desplazar la generación o tener la generación 24×7 de renovables”.
German Rotter, gerente de Ventas LATAM en Trina Tracker: “Tratamos de trabajar con menos acero, sometiendo los productos a estrictos controles de túneles de viento y agregando mucho componente tecnológico”.
Javier Salinas, sales manager LATAM de Nextracker: El enfoque de la compañía siempre fue un tracker que se puede actualizar por software en 2, 5 o 10 años, además de reducir estructuralmente el peso del tracker al trabajar con menos acero.
José Carlos Montoro Sánchez, GM de ventas para Europa, América y África de Ecoppia: “Toda la cadena de valor tiene que estar involucrada en los sistemas de limpieza autónomos cuando son necesarios. A nivel mundial estos sistemas se instalan a una velocidad vertiginosa”.
Eduardo Solis, LATAM Marketing Manager y product specialist de Growatt: “El mercado pide a gritos que tengamos un crecimiento de energías renovables, pero tiene que ser gradual. Y si nos acercamos a los diferentes proveedores de tecnología, encontraremos que cada uno tendrá sus particularidades, pero que todas apoyan la estabilidad de la red”.
Juan Marcelo Luengo, gerente de Originación y Regulación Chile de Repsol: “Nos interesa una cartera de proyectos bastante ambiciosa de proyectos eólicos y fotovoltaicos y estamos explorando la posibilidad de incursionar en otras tecnologías también en la región. Tenemos planes de desarrollo de largo plazo en Chile, así que estamos muy interesados en participar de este mercado”.
Víctor Sobarzo, Senior Manager Business Development de JA Solar: “Apuntamos a la tecnología de módulos N-Type y que los clientes tengan una optimización en los costos de transporte”.
Mauricio González, gerente de ventas Chile para Trina Solar: “Necesitamos asegurar la capacidad de embarque, por lo que firmamos una serie de navieras para asegurar un precio de flete que sea un poco más bajo que el resto del mercado o un poco más eficiente que éste le pueda presentar.
Elié Villeda, country manager México y regional manager LATAM Norte de First Solar: “Lo mejor para hacer bajar los precios de los paneles solares es la contratación a largo plazo, protegerse contra los riesgos del mercado”.
Diego Ferrer, business development manager para Latinoamérica de Power Electronics: “En la primera mitad del 2022 cerramos acuerdos por el mismo número, distribuidos en 800 MW fotovoltaica y 400 MW almacenamiento.
Stephanie Crichton, chief commercial officer LATAM de Solek: “Bajo el nuevo esquema de baterías, estimamos tasas de 50 MW al año o 40 MW de desarrollo, con proyectos en zonas estratégicas que puedan elevar la rentabilidad”.
Fitzgerald Cantero Piali, director nacional de Energía de Uruguay: “Necesitaremos nueva generación para producir hidrógeno verde. Y para eso, la combinación híbrida (eólica y solar) es la mejor”.
Miguel Covarrubias, gerente de ventas Andes Region para Jinko Solar: “Nuestro enfoque está puesto en la optimización de productos y de procesos productivos, a fin de reducir costos que podamos atacar”.
Eduardo Solis, LATAM marketing manager & product specialist de Growatt: “Se abre una nueva puerta para el mercado del almacenamiento, especialmente para PMGD”.
Cesar Saénz, Utility and ESS Manager de Sungrow: “Somos optimistas y estamos seguros que el futuro va hacia el almacenamiento de energía, aunque se deben resolver ciertos temas regulatorios”.
Hector Núñez, director comercial en Latinoamérica de Power Electronics: “Chile es el Brasil de esta materia, no veo otro país en la región que tenga iniciativas y logros de este calibre”.
Cristián Sepúlveda, gerente ejecutivo de Asociación de Concentración Solar de Potencia (ACSP): Ya conseguimos precios y suficientes energías renovables, pero necesitamos estabilidad, geotermia y almacenamiento de energía.
Gabriela Manríquez Roa, coordinadora de Política Regulatoria del Ministerio de Energía de Chile: “Hay un consenso social, público y privado, de remar todos para el mismo lado, porque el desarrollo de la industria del hidrógeno nos puede ayudar como país”.
Más de 400 hombres y mujeres del sector renovable de Latinoamérica se dieron cita en el Golf Club 50 de Santiago de Chile para el mega evento físico organizado por Latam Future Energy, la unión entre Energía Estratégica e Invest in Latam.
Uno de los tópicos que se trató durante la primera jornada estuvo vinculada a las nuevas tendencias para las renovables, tanto a gran escala como a segmentos específicos del mercado, como por ejemplo el esquema de Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD) de Chile.
Y entre los temas más destacados debatidos por los referentes, se planteó la manera para reducir costos operativos, teniendo en cuenta los aumentos de los precios de las materias primas como así también del transporte marítimo, aunque sin perder calidad en los productos , distribución o servicios prestados.
German Rotter, gerente de ventas LATAM en Trina Tracker, y Javier Salinas, sales manager LATAM de Nextracker, coincidieron en que paulatinamente se trabaja con menor cantidad de acero, sometiendo los productos a mayores controles o actualizando los softwares para una mejor optimización.
Los principales referentes del sector se encontraron en Latam Future Energy Southern Cone de Chile
Asimismo, Mauricio González, gerente de ventas Chile para Trina Solar reconoció que para alcanzar la optimización de costos, modificaron sus módulos fotovoltaicos con la finalidad de abarcar más cantidad en los contenedores, llegando hasta 590, según palabras del especialista.
“Necesitamos asegurar la capacidad de embarque, por lo que firmamos una serie de navieras para asegurar un precio de flete que sea un poco más bajo que el resto del mercado o un poco más eficiente que éste le pueda presentar”, agregó.
Mientras que Elié Villeda, country manager México & regional manager LATAM Norte de First Solar, sostuvo que “lo mejor para hacer bajar los precios de los paneles solares es la contratación a largo plazo”, con el objetivo de protegerse contra los riesgos del mercado.
“Además, empezamos a subir pipeline globales. Y si no se ve al panel solar como un recurso estratégico y hacer contrataciones directas con los tecnólogos, se encontrarán con cada vez más problemas”, continuó.
El evento contó con la transmisión gratuita a través de la plataforma YouTube de LFE y Energía Estratégica
Por otro lado, el almacenamiento de energía también fue un eje central del evento, e incluso desde CVE Chile pidieron se pueda agregar esquemas de storage y desplazar la generación en los esquemas de PMGD, sin la necesidad de comenzar un nuevo trámite, dentro de su proceso de 2 GW fotovoltaicos al 2025.
En tanto que Diego Ferrer, business development manager para Latinoamérica de Power Electronics y Stephanie Crichton, chief commercial officer LATAM de Solek adelantaron que ya tienen proyectos que involucran a las baterías.
En el primero de los casos, Ferrer aseguró que durante la primera mitad del año cerraron acuerdos por 800 MW fotovoltaicos y 400 de almacenamiento. Mientras que Crichton manifestó que estiman “tasas de 50 MW al año o 40 MW de desarrollo, con proyectos en zonas estratégicas que puedan elevar la rentabilidad”.
El mercado pide a gritos que tengamos un crecimiento de energías renovables, pero tiene que ser gradual. Y si nos acercamos a los diferentes proveedores de tecnología, encontraremos que cada uno tendrá sus particularidades, pero que todas apoyan la estabilidad de la red”, complementó Eduardo Solis, LATAM Marketing Manager y product specialist de Growatt, a modo de unidicación de varias de las ideas planteadas durante la primera jornada del evento, el cual continuará hoy en el Golf Club 50 de Santiago.
El reciente informe “World Energy Transitions Outlook 2022”, elaborado por la Agencia Internacional de Energía Renovable (IRENA), identifica las medidas y estrategias que deben adoptarse de manera prioritaria por parte de los gobiernos con el fin de dar cumplimiento al compromiso de reducción de la temperatura en el equivalente a 1,5°C, en el anhelo y prioridad de transformar la economía mundial en una economía baja en carbono, y por supuesto, uno de sus instrumentos es la transición energética.
Colombia, por razones de suerte asociadas a su localización geográfica y sin predecir en los años 80’s la relevancia que tendría en un futuro cercano la generación de energía con fuentes limpias, dada su correlación con la reducción de emisiones de gases de efecto invernadero, ha contado desde sus inicios con una matriz mayoritariamente limpia y renovable, lo que facilita sustancialmente la incorporación de fuentes no convencionales de energía renovable en pro de la diversificación y complemento de la matriz energética.
Son las energías renovables, el vértice predilecto cuando nos referimos a la transición energética, no obstante, es necesario ver más allá y migrar hacia una perspectiva integral, asignando el rol que va a desempeñar cada uno de los eslabones energéticos, tales como el petróleo, el carbón, el gas, los minerales, etc, para alinearlos en el cumplimiento y estabilidad eficiente de la reducción de emisiones.
Juanita Hernández Vidal, Socia del área de Derecho de la Energía del Estudio Legal Hernández
Esto es, la estructuración de una política pública integral que garantice un marco normativo y condiciones económicas óptimas para el desarrollo e implementación de las tecnologías e innovaciones energéticas, siempre teniendo presente la seguridad energética fundamental para cualquier país.
En este contexto, debe reconocerse el rol definitivo que está teniendo el sector de hidrocarburos, en un esfuerzo de diversificar la producción de combustibles fósiles hacia nuevos combustibles y tecnologías, tales como el hidrógeno azul o verde, en la captura y el almacenamiento de carbono que podrán usarse para neutralizar las emisiones generadas por industrias fósiles.
El sector de hidrocarburos, tanto en el contexto internacional como el nacional, ha iniciado de manera contundente y acelerada lo que podemos denominar como su transición energética, e incluso mediante la participación en la construcción de plantas de generación de energía renovable destinada para su propio consumo (autogeneración), en sustitución de generación térmica.
Consideramos entonces fundamental los siguientes pilares en el marco de la política integral de transición energética:
1. Respaldar, fomentar e incentivar el desarrollo tecnológico energético, para profundizar en la diversificación de la matriz energética y aportar al desarrollo económico del país.
En esta categoría encontramos iniciativas como el hidrogeno verde (que según la hoja de ruta trazada por el gobierno nacional se espera tener entre 1 y 3 GW con FNCER para 2030), la energía renovable en general y tecnologías tales como la eólica off shore con más de 50 GW de potencial energético en la región caribe o la bioenergía que en recientes estudios se ha calculado con un potencial de 400.000 MW en nuestro país.
También el desarrollo de sistemas de almacenamiento de energía, la movilidad eléctrica con énfasis en los sistemas de transportes masivos, la conexidad con las tecnologías en pro de la gestión eficiente de la energía (PAI-PROURE define una meta de reducción de consumo de 1,688 PJ en el periodo 2022-2030), la descentralización y democratización de la energía mediante y toda la política de digitalización energética, entre muchas otras.
2. Profundizar en la prestación confiable, segura y con calidad del servicio de energía eléctrica, para lo cual se requiere acelerar las inversiones y procedimientos de expansión de la red de transmisión y distribución, para aumentar la capacidad de transporte que permita la conexión de los proyectos de energía.
Esto incide directamente en el incremento de la confiabilidad del suministro nacional, al igual que da un paso para las conexiones internacionales que permitan la expansión del mercado nacional. Fundamental para este propósito, considerar ajustar la Resolución CREG 75 de 2021 sobre el procedimiento de conexión de los proyectos de generación.
3. Aumentar la oferta de energía mediante liberalización del esquema de compra y venta de energía, el fomento de areneras regulatorias, y el ingreso de nuevos competidores en el mercado, todo esto con el fin de lograr el traslado de un precio cada vez más eficiente a los usuarios finales.
4. Reconocer la importancia de los minerales estratégicos para el desarrollo de la transición energética.
Definitivamente la transición energética y la descarbonización de la matriz, guarda una correlación estrecha con el aumento sustancial de la demanda de varios minerales y metales clave destinados a la fabricación de tecnologías energéticas más limpias.
La construcción de plantas solares fotovoltaicas, parques eólicos y vehículos eléctricos, medidores inteligentes, líneas de transmisión, baterías, etc, requiere de minerales tales como el litio, el níquel, el cobalto, el manganeso, el grafito tierras raras, cobre y aluminio, incluso ya hoy se prevé una escasez mundial de cobre, níquel y otros metales con ocasión en la reducción significativa de inversión que ha sufrido la industria minera en la última década.
Colombia cuenta con reservas de estos minerales estratégicos y fundamentales para la transición energética y por lo tanto, es necesaria inmediatamente la armonización y reconciliación de la política ambiental y minera, promoviendo el desarrollo de un sector minero sostenible que permita el aprovechamiento de estos y otros minerales estratégicos.
Ineludible la urgente adopción de medidas contundentes para contrarrestar los problemas medioambientales y sociales en relación con la extracción ilegal de minerales, que tanto daño ha causado en la percepción de la industria minera responsable y sostenible.
5. Armonizar el marco normativo e institucional que genere seguridad a la inversión pública, privada, nacional e internacional y garantizar el acompañamiento del gobierno nacional y las entidades competentes. ya que la transición energética debe ser liderada de manera concertada y no puede dejarse a la batuta exclusiva del sector privado.
Los sectores energéticos son considerados de utilidad pública y por eso mismo, es necesaria una mayor participación de todos los actores en la coordinación de políticas con comunidades, autoridades ambientales, autoridades locales y entes territoriales, de modo que incida en el desarrollo y construcción de las tecnologías energéticas.
Necesaria referencia en este punto al derecho constitucional de la consulta previa, donde también es prioritario el fortalecimiento institucional de la Dirección de la Autoridad de Consulta Previa, así como la reglamentación del procedimiento de la consulta previa, agilizar los trámites de registro y certificación de las autoridades indígenas y hacer un seguimiento garantista y efectivo de los acuerdos logrados en el marco de este derecho constitucional.
6. Avanzar en la descentralización energética desde tres perspectivas, primero, el rol activo del usuario como autogenerador de energía para su propio consumo y entrega de excedentes a la red lo que democratiza la energía.
En este punto considerar incorporar instrumentos de des- o co- regulación con el fin de permitir la masificación de dicha actividad; segundo, la generación distribuida como mecanismo que contribuye al uso racional y eficiente de la energía al impactar en la reducción de pérdidas de energía, y tercero, desfosilizar las Zonas No Interconectadas mediante la socialización, creación de incentivos, eliminación de barreras regulatorias, formación y desarrollo tecnológico en relación con las alternativas disponibles para la sostenibilidad en la construcción, operación y mantenimiento de los sistemas de generación y autogeneración de energía con fuentes renovables,
La transición energética es integral e involucra un cambio estructural en el plazo mediato en relación con la perspectiva tradicional hacia los energéticos, migrando de un tratamiento desarticulado entre ellos, e incluso, excluyente, hacia una política que permita un balance entre la seguridad energética, la transición energética justa y la descarbonización.
Brasil nuevamente tuvo avances en el área tributaria para las energías renovables, y tras algunos reclamos por parte del sector energético del país, el Consejo Nacional de Política Agrícola (CONFAZ por sus siglas en portugués) extendió algunas exenciones impositivas para calentadores solares de agua, células fotovoltaicas y módulos dedicados a la generación de energía eléctrica.
El órgano colegiado integrado por los Secretarios de Hacienda, Hacienda, Economía, Ingresos o Tributación de los Estados y del Distrito Federal actualizó el convenio acerca del impuesto sobre las operaciones relativas a la circulación de mercaderías y servicios de transporte (ICMS), uno de los dos principales impuestos practicados en Brasil.
Para ser precisos, otorgó mejores al Acuerdo ICMS No. 101/1997, con actualizaciones implementadas por dos nuevos Acuerdos: No. 87/2022, que modifica el Acuerdo ICMS No. 24/2022, eliminando la fecha límite del 30 de julio; y nº 94/2022, que incluye la nueva nomenclatura común del MERCOSUR (NCM) de generadores fotovoltaicos de corriente continua.
Por lo que dichos sistemas tendrán sus exenciones garantizadas hasta el final de 2028, sumado al hecho que, para las células y paneles solares, tendrá efectos retroactivos a partir del primero de abril de este año.
“Es una medida estratégica para el sector solar, dado que el convenio se encuentra adecuadamente actualizado, restaurando la seguridad jurídica y tributaria para operaciones comerciales en el sector solar fotovoltaico en todo el país”, declaró Rodrigo Sauaia, presidente de la Asociación Brasileña de la Energía Solar Fotovoltaica (ABSOLAR).
A la vez, explicó que fueron sustituidos los incisos 4, 5, 6 y 7 que especificaban los diferentes rangos de potencia de los generadores solares, por un inciso único que detalla la nueva NCM, que garantiza la exención del ICMS para todas sus divisiones, así como también a las partes y piezas de los sistemas de generación fotovoltaica y eólica.
Y de este modo, el país da más señales e incentivos para el crecimiento de las energías renovables, principalmente de la industria solar, que ya suma 15852 MW instalados, de los cuales 10815 MW corresponden al segmento de la generación distribuida y los restantes 5037 MW a grandes parques.
Desarrollo sostenido que se refleja en el hecho de que la energía fotovoltaica ocupa el quinto lugar de la capacidad operativa de la matriz eléctrica de Brasil, con 7,8% de participación, muy cerca de superar al biogás (16322 MW – 8,1%) y al gas natural (16359 MW – 8,1%).
Esta semana, la Secretaría Nacional de Energía de Panamá comunicó ante el Programa de las Naciones Unidas para el Desarrollo (PNUD) los avances de sus pactos energéticos alineados con la Agenda de Transición Energética y las Contribuciones Nacionalmente Determinadas de Panamá.
“Para lograr una transición energética centrada en las personas, las alianzas deben construirse más rápido que nunca”, aseguró Rosilena Lindo Riggs, subsecretaria Nacional de Energía.
Las medidas para lograrlo no se harán esperar. Ayer, por ejemplo, se llevará a cabo la primera reunión de la Comisión Interinstitucional de Acceso Universal a la Energía. ¿Qué políticas se implementarán a partir de allí? ¿Qué otras líneas de acción existen?
Según aseguró a este medio Rafael Linares, representante de Empresas de Eficiencia Energética y Paneles Solares en el Consejo Nacional de Transición Energética (CONTE), una iniciativa impulsada por la Secretaría Nacional de Energía y el Banco Interamericano de Desarrollo (BID) movilizará nuevas alternativas de generación con renovables fuera de la red.
“Se está desarrollando un programa para el impulso de microrredes en áreas rurales”, precisó el referente de la industria solar.
Adicionalmente, la generación distribuida sería un nicho del mercado que también atenderá fuertemente esta administración de gobierno.
Ya se está trabajando en la creación de una plataforma para agilizar trámites de generación distribuida junto a la Autoridad Nacional para la Innovación Gubernamental y también se inició el estudio de almacenamiento en redes de distribución.
También hubo avances en cuanto al uso racional y eficiente de la energía, innovación del sistema eléctrico y movilidad eléctrica, esta última a partir de la Ley 295.
Y aquello no sería todo. Antes de fin de año también se prevé la presentación de la hoja de ruta del hidrógeno verde que ya identifica 5 zonas para instalar más energías renovables e impulsar hidrógeno verde local.
En los últimos días se conoció la noticia de que Argentina entró en un default ambiental. De acuerdo al informe de la organización internacional Global Footprint Network (GFN), nuestro país ya consumió los recursos naturales que puede producir durante todo el año. En los próximos meses vamos a estar consumiendo recursos futuros, generando una nueva deuda ambiental.
GFN ideó la iniciativa “Día del Exceso de la Tierra” para generar conciencia y actúa como indicador global de la velocidad en la que estamos consumiendo los recursos del planeta. En un contexto de crisis climática, en la que es necesario descarbonizar nuestras economías, la Argentina bate un nuevo récord en materia ambiental: la fecha de “exceso” ocurre el 24 de junio, más de un mes antes que la fecha global que será el 28 de julio.
“Más que nunca, las personas, organizaciones y empresas debemos realizar un cambio en nuestro estilo de vida, consumo y producción para frenar esta crisis planetaria. No hay nada mejor para empezar que medir y entender nuestra huella de carbono. Así, las personas y pequeñas organizaciones pueden planificar acciones para reducirla y estrategias para llevarla a cero, como la compensación con créditos de carbono basados en proyectos de triple impacto ubicados en Latinoamérica”, comenta Federico Falcón, director de The Carbon Sink.
The Carbon Sink es la primera plataforma online que permite la medición gratuita y la compensación de carbono desde una tienda online de créditos basados en proyectos de triple impacto ubicados en Latinoamérica. Nació hace un año con el propósito de acercar a las persona y PyMES a la neutralidad de carbono. Lo hace con una calculadora para la huella de personas, empresas, eventos y vuelos; y una tienda online que ofrece créditos de carbono de proyectos ubicados en Argentina, Brasil, Chile, Colombia, Perú y Uruguay.
Desde el inicio de sus operaciones, a principios del 2021 a través de la tienda online de thecarbonsink.com las personas y PyMEs compensaron más de 3.200 toneladas de emisiones de gases de efecto invernadero. Esta cifra equivale a las emisiones generadas por 2450 algarrobos cortados, o al CO2 generado por 26.512.000 km recorridos en auto o por 6134 viajes ida y vuelta en avión entre Buenos Aires y San Pablo.
Además, la plataforma ofrece la posibilidad de medir y compensar la huella de eventos, como lo hicieron la Bioferia en Uruguay, el Hackatón del IAE Business School en Argentina, la Experiencia Endeavor también en Argentina, y los encuentros del Consejo Empresarial Sistema B en Uruguay, entre otros.
Cómo funciona el primer marketplace de carbono de Latinoamérica
“Creamos The Carbon Sink hace un año con el propósito de democratizar la neutralidad de carbono en Latinoamérica. Hasta hace un tiempo la posibilidad de medir y compensar emisiones era algo que solo podían hacer las empresas grandes. Y nuestra plataforma viene a ofrecer una manera sencilla y accesible para que las empresas y hasta las personas puedan hacerlo. Además, en los últimos meses incorporamos la posibilidad de calcular la huella de carbono de actividades puntuales como la preparación y desarrollo de eventos, o los viajes en avión», comenta Falcón.
La plataforma The Carbon Sink permite medir y compensar la huella de carbono de una manera simple y rápida. Al ingresar en thecarbonsink.com, las personas, PyMEs y las organizaciones pueden calcular el nivel de emisiones de su actividad anual, de sus eventos o viajes en avión, con sólo responder algunas preguntas sencillas sobre su actividad, estilo de vida y uso de recursos. Con esos datos, la plataforma calcula el total de toneladas de CO2 equivalente emitidas (huella de carbono). En el caso del cálculo de la huella anual de una persona, permite también visualizar cómo se distribuye la huella en cuanto a movilidad, uso residencial o laboral y estilo de vida y, lo más interesante, a cuánto equivale en términos de árboles talados y de kilómetros recorridos en auto o en viajes de ida y vuelta en avión.
Una vez calculada la huella de carbono, quienes deciden compensarla para llevarla a cero neto o carbono neutralidad pueden adquirir créditos certificados en proyectos de captura de carbono en ejecución, ubicados en Latinoamérica, como por ejemplo:
Corredor de los Cedros en Jujuy, Argentina: proyecto de conservación de bosques nativos en la ecorregión de las Yungas-Jujeñas. Otorga créditos de reducción de emisiones futuras gracias a la prevención de la deforestación, y tareas de restauración y protección de la biodiversidad.
The Maísa REDD+ en Moju, Estado de Pará, Brasil: proyecto de conservación y valorización del bosque ubicado en el centro endémico de Pará, una región de gran importancia para la biodiversidad amazónica.
Viñales Central de Biomasa en Viñales, Chile: proyecto de instalación de una nueva planta de cogeneración de biomasa en el aserradero de Viñales al suroeste de Santiago, para generar energía renovable
Natural Rubber, Colombia: proyecto de captura de carbono basado en el cambio del uso del suelo al establecer cobertura forestal.
REDD+ Castañeros, Perú: proyecto de protección y restauración de los ecosistemas amazónicos que conserva la biodiversidad de la Amazonía y contribuye al desarrollo económico, social y ambiental del Perú
Bosques del Uruguay, Uruguay: proyecto de desarrollo de plantaciones de pinos y eucaliptus de manera sustentable para producir madera para aserrío, pulpa y energía en el mercado uruguayo e internacional.
“La neutralidad de carbono en las empresas, es hoy una señal de que las organizaciones no sólo están comprometidas con el ambiente, sino que son más eficientes en su gestión que las que no la tienen, y tienen costos más bajos y previsibles. Además, la neutralidad de carbono les permite acceder a los beneficios de la economía baja en carbono como son el financiamiento, beneficios y estímulos financieros. Por supuesto, genera reputación y confianza, lo que además los ayuda a ingresar a nuevos mercados, basados en criterios sostenibles”, agrega el ejecutivo.
Para conocer la plataforma y obtener más información ingresar en thecarbonsink.com
La producción de petróleo en Brasil retrocedió en mayo un 1,18 % frente al mismo mes del año pasado, con un promedio de 2,879 millones de barriles por día, la mayoría extraídos off-shore
La caída de la producción se sintió más fuerte respeto al mes anterior, con un 4 % menos que abril, según los datos divulgados por la Agencia Nacional de Petróleo, Gas Natural y Biocombustibles (ANP).
También bajó la producción de gas natural, cuya producción se ubicó en 132 millones de metros cúbicos por día, un 2,1 % menos que en el mismo mes de 2021, mientras que frente a abril la caída fue de 3,8 %.
Los protagonistas del mes fueron nuevamente los codiciados campos marítimos de El Presal, responsables del 76,5 % del petróleo y gas producidos en el país.
Según la agencia la producción en estos pozos creció un 5,4 %, frente mayo de 2021, pero cayó un 2,6 % en relación con abril.
Según el informe el campo Tupi, uno de los yacimientos de El Presal en la cuenca marina de Santos, fue nuevamente el más productivo, con un promedio de 776 barriles diarios de petróleo y 36.6 metros cúbicos de gas natural.
En lo relativo a las cuencas, la de Santos continúa en el primer lugar con 26 campos productivos y un total de 2.195.346 barriles diarios de petróleo y 97.152 metros cúbicos de gas natural.
En cuanto a los operadores, la petrolera estatal Petrobras, individualmente o como integrante de consorcios, mantuvo su liderazgo, como responsable por el 94,2 % del petróleo y gas natural producidos por Brasil en mayo.
En segundo lugar se ubicó la francesa Total, con una producción de 57.001 barriles de petróleo por día y 2.125 metros cúbicos de gas, seguida de británica Trident Energy y las brasileñas Petro Río O&G y Petro Río Jaguar, todas en calidad de integrantes de diferentes consorcios.
Las estadísticas de la ANP reúnen los resultados de la explotación de petróleo y gas natural de 41 diferentes empresas que operan en Brasil en 272 áreas cedidas en concesión, ocho áreas en que los operadores comparten su producción con el Estado y cinco áreas concedidas a Petrobras en condiciones especiales.
Con más de 70 años de desarrollo en el sector, VP (Vitorio Podestá) ha logrado un crecimiento constante que le permitió estar entre los primeros comercializadores de gas natural de nuestro país.
Durante el 2021 VP comercializó un volumen diario máximo cercano a los 2.000.000 m3, operando en todas las cuencas productoras, despachando en ambas transportistas troncales (TGN y TGS) y abasteciendo 250 clientes con alcance en todas las distribuidoras del país.
A su vez, durante el mismo año incorporaron más de 100 estaciones de servicio de GNC a su extensa red de clientes, convirtiéndose asi en un referente para el sector por su flexibilidad para ofrecer soluciones que aseguren la competitividad del suministro y las condiciones comerciales (seguridad y tiempo de entrega) que las estaciones necesitan.
Conocidos en la industria tanto por su capacidad de abastecimiento de combustibles livianos y pesados, así como por su crecimiento exponencial en el sector del gas natural, sumando año tras año nuevas puntos de suministro que son abastecidas desde las 5 cuencas productoras del país.
“El 2021 ha sido un año de sinceramiento y proyección, algo tardía, de la industria energética en general, y del sector del gas natural en particular. El Plan Gas 4 (PG4) ingresó con algo de retraso, pero logró darle cierto marco a un mercado que venía inestable, con poca inversión y afectado además por el impacto del cierre de actividades por el COVID. Fue un cambio importante porque la demanda regulada volvió a ser la referencia de precio para la demanda desregulada de industrias y GNC. La producción nacional mostró ciertos niveles de recuperación, principalmente desde cuenca neuquina, como consecuencia del horizonte trazado por el PG4 hasta el 2024.
Focalizamos en la demanda GNC, ya que el PG4 la dejó en libre competencia., comentó Diego Muñoz, Gerente Comercial de VP.
“Estamos fortaleciendo nuestra presencia en todas las provincias y zonas de distribución, y nos encontramos en contacto continuo con nuestros proveedores para poder planificar de la manera más precisa posible una estrategia en conjunto que nos permita seguir creciendo y sumando puntos de suministro. Somos una comercializadora ya estabilizada dentro de la cadena, la planificación anticipada y la velocidad y calidad de respuesta con nuestros públicos es lo que nos distingue y nos ha hecho un actor confiable dentro de esta industria”, agregó Diego Muñoz.
Su planta de almacenamiento de combustibles líquidos (fueloil, gasoil y naftas) cuenta con tecnología de última generación y una dinámica operativa ágil que les permite despachar combustibles los 365 días del año a lo largo y ancho del país.
“La interacción dinámica con cada cliente nos distingue, principalmente, cuando se les presentan imprevistos de abastecimiento que deben ser resueltos al instante, y es por ello que nuestra capacidad operativa resulta vital a la hora de brindar soluciones rápidas”, aseguró.
Algunas de las claves para haber logrado este crecimiento es contar con transporte en firme contratado de manera directa, así como también con una flota propia de más de 40 camiones con alcance nacional y una diversificación de proveedores que permite encontrar las mejores propuestas para sus clientes en cualquier momento del año.
Acerca de VP:
VP es una empresa comercializadora de energía líder en el mercado nacional, reconocida por brindar soluciones integrales en escenarios complejos, asumiendo desafíos con profesionalismo, solidez técnica y capacidad de ejecución.
Nos destacamos por nuestro compromiso con nuestros clientes y socios en negocio, la búsqueda de innovación continua en nuestra gestión, eficiencia en nuestros procesos, excelencia en ejecución y seguridad.
Llevamos más de 70 años abasteciendo a la industria con energía en combustibles livianos y pesados. Garantizamos un abastecimiento continuo de energía a través de nuestros 43 camiones cisterna y más de 35.000 m3 en almacenaje.
El gobierno de Francia va a poner en marcha una serie de medidas de corto y mediano plazo para poder afrontar la baja del aprovisionamiento del gas ruso. En este sentido busca reducir el consumo de energía en dos años y una de las salidas que baraja es aumentar la producción nuclear.
Una de las primeras acciones es la compra del 16% que está en manos privadas. Así se quedará con el 100% del capital de Electricité de France (EDF), que se encuentra en una situación financiera difícil, lastrada por una fuerte deuda.
La empresa, en la que el Estado tiene actualmente un 84 %, arrastra un pasivo de 43.000 millones de euros en un momento en que se enfrenta al reto que le ha fijado el presidente francés, Emmanuel Macron, de poner en servicio a partir de 2035 seis nuevos reactores nucleares, con un costo estimado de al menos 52.000 millones de euros.
Y eso sin olvidar los alrededor de 50.000 millones de euros adicionales que serán necesarios para mantener en servicio elparque atómico actual, compuesto de 58 reactores que normalmente generan un 70 % de la electricidad del país, pero que ahora producen un porcentaje muy inferior por el paro de muchos de ellos por labores de mantenimiento y fallos detectados.
El anuncio sobre el aumento de la participación del Estado hasta el 100 % tuvo un impacto súbito en la cotización de EDF en la Bolsa de París. En unos pocos minutos, las acciones de EDF, que cotizaban a la baja desde la apertura de la sesión por la mañana incluso por debajo de los 7,3 euros, dieron un salto y pasaron a subir cerca del 8 % hasta cerca de 8,6 euros.
La falta de coordinación en el área energética ya le costó al Estado más de 270 millones de dólares en lo que va del año. La cifra fue estimada por EconoJournal luego de conversar con diversos consultores y empresarios del sector y contempla los sobrecostos que se pagaron por importar gasoil, Gas Natural Licuado (LNG, por sus siglas en inglés) o energía eléctrica cuando se podrían haber encontrado soluciones o alternativas más económicas para abastecer el mercado interno.
Los especialistas coinciden en que esa erogación adicional podría haberse evitado si las distintas dependencias del área energética trabajaran de manera cohesionada y no atravesadas por múltiples internas políticas que han llevado en muchos casos a tomar decisiones sin la coordinación previa que debería existir entre Cammesa, la compañía que administra el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) y la empresa estatal Enarsa y la propia Secretaría de Energía, que dirige Darío Martínez. Desde una óptica superficial podría decirse que en todos los casos son áreas que están conducidas por funcionarios referenciados en el cristinismo, pero con un mayor grado de detalle se observa que existen múltiples fricciones y desavenencias entre los actores involucrados.
Cammesa y Enarsa están controladas por directivos que responden políticamente al subsecretario de Energía Eléctrica, Federico Basualdo, que mantiene una convivencia forzada con Martínez pero que en los últimos tiempos tuvo varios puntos encontrados con el funcionario neuquino. Lo que sigue es un detalle de cómo se llegó a estimar esos 270 millones de dólares de sobrecosto.
La Secretaría de Energía autorizó en 2021 exportaciones firmes de gas a Chile durante el período de verano a las que originalmente había dispuesto en el Plan Gas. Esa autorización no contempló la obligación de que los productores aumentaran su inyección comprometida para cubrir la demanda de Cammesa. Debido a eso, si bien durante varios días del verano que pasó existió capacidad de transporte disponible traer más gas desde Neuquén hacia Buenos Aires, no se pudo utilizar ese gas porque se estaba exportando hacia Chile. Los especialistas consultados estimaron que entre enero y abril, al menos 2 MMm3/día de gas natural que se exportaron a Chile podrían haber abastecido la demanda de Cammesa para generar electricidad. Pero como eso no ocurrió, la empresa que lidera Sebastián Bonetto, uno de los colaboradores más cercanos de Basualdo, terminó teniendo que importar gasoil por un precio mayor al de esa exportación de gas natural. En su momento, la situación provocó un acalorado cruce entre Basualdo y los funcionarios de la Secretaría de Energía que responden a Martínez. El subsecretario de Energía Eléctrico reclamó que la Subsecretaría de Hidrocarburos, que dirige Maggie Videla Oporto, corte las exportaciones en firme a Chile, pero finalmente eso no ocurrió porque se optó por priorizar la reconstrucción de la confianza y la relación comercial con el país trasandino. El sobrecosto que generó la desinteligencia fue de aproximadamente 120 millones de dólares. La cifra se estimó considerando el precio de exportación del gas para demostrar el déficit de divisas que ocasionó la medida y el costo real de compra del gasoil para esos meses. No obstante, si el gas no se hubiera exportado, Cammesa hubiera terminado comprando ese fluido a un precio menor al que se exportó. Si el sobrecosto de calculara tomando en cuenta el precio que hubiese pagado Cammesa (que está definido en el Plan Gas.Ar), la cifra hubiera trepado a 150 millones de dólares, aunque los 30 millones adicionales no hubieran tenido que desembolsarse en dólares sino en pesos.
La compra de LNG en mayo implicó un sobrecosto de 100 millones de dólares en lo que va de 2022 porque se realizó sin considerar la diferencia de precios con el gasoil. En ese momento el LNG tenía un costo muy superior al del gasoil. Por lo tanto, si se hubiera comprado gasoil se podría haber evitado la compra de 3 buques de LNG (2 en Escobar y 1 en Bahía Blanca). Los especialistas consultados afirmaron que la diferencia entre el costo real de esos tres buques publicado por Enarsa y el costo estimado de compra del gasoil del mes de mayo (900 dólares por metro cúbico) suma los 100 millones de dólares adicionales. Es importante destacar que esa diferencia existía al momento de la compra en función de los futuros de cada producto. En valores unitarios, el LNG importado en mayo terminó costando en promedio 39,3 dólares por MMBTU y el gasoil sustituto hubiera costado 26,4 dólares por MMBTU.
La compra de gasoil en junio implicó un sobrecosto de 15 millones de dólares porque se realizó sin considerar la diferencia de precios con el LNG. En este caso, los precios eran inversos a lo detallado en el punto anterior. Es decir, el costo del gas era más económico que el del gasoil. Sin embargo, se decidió no completar la totalidad de las ventanas de LNG y se debió consumir más gasoil para sustituirlo. El sobrecosto se estimó tomando en cuenta los precios reales de Escobar. El precio promedio del LNG de junio fue de 28,58 dólares por MMBTU y el costo aproximado del gasoil adquirido por Cammesa fue de 32,31 dólares por MMBTU. Por tal motivo, hubiera sido conveniente completar todas las ventanas de Escobar comprando seis buques más de GNL en lugar de gasoil. Enarsa recibió incluso ofertas muy competitivas para algunas de las ventanas que no se compraron y las rechazó por condicionamientos menores de las ofertas, que fueron informados por EconoJournal.
El sobrecosto estimado por importar en junio energía eléctrica en lugar de gasoil es de 8 millones de dólares. El cronograma de buques de LNG para junio fue definido a fines de abril. En función de ese cronograma, Cammesa debería haber adquirido gasoil adicional, pero no hizo. Por tal motivo, sobre fines de junio se quedó sin stock de gasoil y comenzó a importar energía eléctrica de Uruguay a un costo de 290 dólares por megawatt por hora (MWh). Si Cammesa hubiera programado correctamente las compras de gasoil, se hubiera ahorrado 70 dólares por cada MWh importado considerando el costo de generar con gasoil en Ciclos Combinados. Hasta comienzos de esta semana se llevaban importados cerca de 120.000 MWh (datos estimados en función de publicaciones de CAMMESA) y es posible que continúe unos días más, aunque ese sobrecosto adicional no fue estimado.
El sobrecosto en este caso fue de casi 28 millones de dólares. En el caso de las compras de gasoil, el plazo mínimo ideal que favorece la competencia es enviando los tenders con 45 días de antelación a la fecha de entrega. En este caso, por falta de coordinación interna, Cammesa viene incumpliendo sistemáticamente ese plazo, lo cual implica que tenga menos ofertas y por ende mayores precios ofertados. En función de información de mercado relevada, se estima que el sobrecosto promedio (sobre todas las compras realizadas) rondaría los 5 centavos por galón de gasoil importado.
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Aunque parezca increíble, la crisis del gasoil, que ya afecta a más de 20 provincias de todo el país, podría complicarse todavía más si se extiende una sorpresiva medida de fuerza de un sindicato naviero que compromete seriamente el suministro del combustible en buena parte de la Patagonia (en especial en Tierra del Fuego) y en la zona del norte argentino. Se trata del Sindicato de Capitanes y Patrones de Pesca, que paralizó en los últimos días la operatoria de unos 30 barcos alijadores de gasoil en reclamo de un aumento salarial del 45 por ciento.
Representantes gremiales y de empresas armadoras de barcos se reunieron este jueves en el Ministerio de Trabajo para intentar destrabar el conflicto. La cartera que dirige Claudio Moroni también había convocado a las partes el miércoles. Allí se había llegado a un principio de acuerdo, pero a último momento el gremio que conduce Marcos Castro quiso incorporar un nuevo punto a la negociación y el entendimiento no pudo homologarse.
El reclamo impactará de lleno en las empresas refinadoras de petróleo —YPF, Raízen, Axion Energy y Puma—, que son las que finalmente terminarán absorbiendo un incremento de costos logísticos como resultado del acuerdo que se cierre entre las compañías navieras y el sindicato de Capitanes.
“La situación afecta a todos las refinadoros. Y tiene impacto en el procesamiento de crudos y envío de combustibles a Tierra del Fuego y al resto de la Patagonia”, expresó a EconoJournal un encumbrado directivo de una petrolera. “Esta semana hubo reiterados problemas para operar normalmente. En cada cambio de tripulación, la duda es si cada embarcación podrá volver a navegar o no. Lo increíble es que afiliados al sindicato de Capitanes actualizan sus ingresos por IPC, es decir, suben directamente al ritmo de la inflación”, agregó otro.
Castro, líder del gremio que nuclea a los operarios con mayores ingresos del sector naviero, aprovechó la debilidad institucional del gobierno que se agudizó esta semana por lo tumultuosa salida del ex ministro de Economía, Martín Guzmán, que fue reemplazado por Silvina Batakis. Prueba de eso es que, pese a que el conflicto gremial complica aún más el suministro de gasoil, ni el ministro de Transporte, Alexis Guerrera, ni el secretario de Energía, Darío Martínez, se involucraron personalmente en la búsqueda de soluciones.
“El paro de los últimos días también complicó a Cammesa (la empresa que administra el mercado eléctrico y se encarga del aprovisionamiento de combustible para las centrales térmicas), por lo que (Federico) Basualdo (subsecretario de Energía Eléctrica) sí intervino en el conflicto”, precisaron las fuentes consultadas.
El sindicato de Capitanes reclama un aumento del 45% en el salario básico, retroactivo al 1 de abril. Así, un capitán que hoy cobra de sueldo bruto de un millón de pesos por mes pasaría a percibir cerca de $ 1,45 millones. Un primer oficial que cobra unos 700.000 pesos se aceraría al millón; y un segundo oficial llegará a los 750.000 pesos.
En los convenios de trabajo vigentes con los gremios navieros existe una cláusula que establece la obligatoriedad de trasladar cualquier recomposición salarial que obtenga alguno de los sindicatod al resto de los operarios. Así, si se llega a un acuerdo con Capitanes, la suba debería alcanzar también a maquinistas, personal de cocina y el resto de los tripulantes.
“El reclamo gremial se concreta justo cuando falta gasoil en todo el país, pero lo insólito es que el gobierno no se ponga más firme. Podría amenazar con declarar la operación como servicio esencial o al menos plantarse un poco más. No puede ser que exista una crisis por la escasez de gasoil y un gremio fuerce un conflicto para conseguir una suba superior al 40% pese a que los salarios se actualizan taxativamente por IPC”, se quejaron en una petrolera.
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El viernes 8 al mediodía se realizará, en la sede de la estatal IEASA, la apertura de sobres con las ofertas de empresas y/o consorcios interesados en la construcción del gasoducto troncal Presidente Néstor Kirchner (PNK) en su primera etapa, en torno a los 600 kilómetros de extensión, que unirá las localidades de Tratayén (Neuquén) y Salliqueló (Buenos Aires).
Entre las empresas interesadas trascendieron los nombres de Techint, SACDE (Pampa Energía), y Contreras, pero podría haber algunas otras firmas locales.
La licitación comprende el tendido del ducto en dos tramos de 220 kilómetros cada uno, un tercer tramo de 133 kilómetros, la construcción de un loop de 29 kilómetros para ampliar la capacidad de transporte del Neuba II (36 pulgadas), y la construcción del gasoducto Mercedes-Cardales, de 80 kilómetros y 30 pulgadas, que vinculará los sistemas de ductos operados por TGN y TGS. También, la instalación de una planta compresora en Mercedes (Buenos Aires).
Si bien todos los interesados pueden realizar ofertas por cualquiera o todos los tramos descriptos, el pliego de esta licitación determina que una única empresa no se adjudicará toda la obra. Incluso, podrá adjudicarse dos tramos contiguos si se trata de una UTE (Unión Transitoria de Empresas)-
La pretensión del gobierno es encarar cuanto antes la construcción de este ducto troncal cuanto antes (podría ser a finales de agosto) en varios frentes de obra simultáneos. Aunque parece difícil, el objetivo sería contar con esta infraestructura, que permitirá ampliar en 11 millones de metros cúbicos día la capacidad de evacuación del gas producido en Vaca Muerta, en el invierno del 2023.
Hace tres semanas se firmó el contrato para la provisión de la cañería requerida, con la firma SIAT (Tenaris – Techint). La chapa específica ingresará desde Brasil y los caños se fabrican en la planta que la adjudicataria tiene en la localidad bonaerense de Valentín Alsina.
Rystad Energy es una de las principales consultoras internacionales del universo de la energía en todos sus segmentos. Conversamos con su vicepresidente para Latinoamérica, Ernesto Díaz, quien se muestra asombrado por la creciente productividad de Vaca Muerta. “Puertas adentro, es la principal buena noticia de los últimos tiempos”, sentencia.
Ernesto Díaz, vicepresidente para Latinoamérica de Rystad Energy
En apenas cuatro años, resalta, se duplicó la producción acumulada de los pozos en la formación no convencional de la Cuenca Neuquina. “A este indicador se suman otros, vinculados con la longitud de las ramas laterales, la cantidad de etapas de fracturas, los volúmenes de fluidos que se están inyectando y las mejoras tecnológicas que se vienen adoptando. Todo esto hace pensar que la tendencia alcista en la productividad seguramente se va a mantener a futuro”, anticipa el experto.
En los últimos dos meses, precisa, más del 50% de los pozos perforados en Vaca Muerta superaron los 3.000 metros de longitud de ramas laterales. “Continuamente se siguen empujando los límites a partir del uso de nuevas tecnologías y la distribución de las arenas. Algunas perforaciones, especialmente de YPF, ya están llegando a los 4.000 metros”, cuantifica Díaz.
Según sus palabras, este desempeño positivo se encuentra alineado con lo que está pasando en Estados Unidos. “Dejando de lado Haynesville, que es una formación particular por sus niveles de profundidad, los datos de productividad de Vaca Muerta se ubican -en promedio- por encima de los verificados en Permean, Eagle Ford y Bakken”, compara.
En línea con lo que sucede en Norteamérica, añade, a nivel local se viene imponiendo la marca de casi cuatro pozos por pad. “También se están obteniendo productividades iniciales parecidas”, completa.
En 2018, evoca, se veían productividades petroleras acumuladas durante seis meses por 70.000 u 80.000 barriles. “Hoy, en tanto, estamos en el orden de los 250.000 barriles. Este incremento sustancial sobrepasa, incluso, a las productividades iniciales observadas en la mayor parte de los plays de Estados Unidos. Además, la curva de declino es menos pronunciada”, enfatiza.
¿Todavía hay margen para seguir elevando los niveles de productividad?, preguntamos a Díaz.
La pregunta es muy buena y no tiene una respuesta única, ya que depende de muchos factores que no se limitan a lo técnico. Algunos de ellos son la cadena de suministros, los cuellos de botella, las estrategias de desarrollo y, obviamente, los costos. Introducir mejoras de cualquier tipo, en términos de ramas laterales, capacidad de bombeo, diseño de perforaciones o tecnologías de completación siempre implica una relación costo-beneficio. Por otro lado, la Argentina no es un mercado abierto y transparente, sino que padece múltiples distorsiones.
En la extensión de las ramas laterales parece difícil que veamos una superación de los 4.000 metros, como puede verificarse en Estados Unidos. A nivel local, la ecuación costo-beneficio no resulta positiva porque se necesitan equipos mucho más potentes, con tecnologías más avanzadas que no son fáciles de conseguir. Aparte se precisan mayores volúmenes de arena. Por cuestiones macroeconómicas a las firmas de servicios se les complica importar equipamiento. Y, por si fuera poco, se requieren muchos más pozos y un mayor desarrollo de la formación, lo que obliga a tener más acceso al capital.
¿Era previsible, hace cinco años, el desarrollo que alcanzó la formación en este lapso?
La verdad es que nos sorprendió. Vale aclarar que hemos atravesado una pandemia, una guerra y muchas oscilaciones en los precios. Y si hacer pronósticos en esta industria con un umbral de cinco años resulta de por sí difícil a escala global, hacerlo en la Argentina lo es mucho más. Pero en las principales consultoras en las que trabajé se preveía una producción en Vaca Muerta cercana a los 160.000 barriles para 2022. Pensar en 180.000 barriles parecía ser demasiado optimistas. Y hoy estamos por encima de los 220.000 en un contexto con factores que nos juegan a favor y otros que juegan en contra, tanto a nivel mundial como regional y local.
¿Hay expectativas sobre el proyecto de ampliación del sistema de transporte desde la Cuenca Neuquina hasta la zona portuaria o de refinación de Buenos Aires?
Sí, hay mucha expectativa en el mercado, sobre todo en el caso del petróleo. Se espera que el proyecto se resuelva en los próximos dos meses. Hay tres tipos de compañías operando en Vaca Muerta: las majors, las independientes e YPF. Todas muestran muchísimo interés por participar en esta inversión que ronda los 750 millones de dólares, más allá de que en el contexto macroeconómico del país un desembolso de esa magnitud genere algo de dudas.
La ampliación de Oldelval es clave pensando en los próximos 10 ó 15 años. Las empresas están haciendo sus cuentas para ver cómo participan y qué volúmenes contratan en una primera y en una segunda etapa.
¿Cómo se vislumbran las oportunidades en el exterior para el petróleo y el gas de Vaca Muerta?
En el corto plazo, la oportunidad está claramente del lado del petróleo, más allá de que a nivel mundial se encuentra en auge el tema de la descarbonización de las operaciones, y el shale siempre estuvo visto con malos ojos desde lo ambiental. En ese sentido, habrá que redoblar los esfuerzos en relación con las emisiones de gases de efecto invernadero (GEI), la gestión del agua y los aspectos sociales.
Amén de las exportaciones esporádicas, el desafío está en crecer en volumen y ganar mercados de manera sostenida para posicionar al crudo Medanito en las refinerías internacionales. Hay que convertirlo en una marca registrada. Está todo dado para que así sea. El mundo necesita nuevas fuentes de suministro para cubrir el gap que dejará Rusia. Esto lo aprovechará principalmente Estados Unidos con su shale, que seguirá creciendo de forma acelerada. Pero la Argentina también tiene margen para crecer.
¿Cómo se están comportando las petroleras multinacionales que están en el país?
Las estrategias de las compañías cambiaron mucho desde la invasión rusa a Ucrania. Cuando arrancó Vaca Muerta, las majors optaban por plantar bandera y tener un posicionamiento estratégico pensando a 35 años. Ahora hay una visión focalizada en explotar los activos core y poner en venta los que no son prioridad.
Veo muy comprometida a Shell con el país, por lo que seguramente seguirá creciendo. Los proyectos locales de Exxon compiten con iniciativas muy fuertes en el offshore de Guyana y Brasil, por eso no está tan enfocada en Vaca Muerta (donde igualmente seguirá invirtiendo). Similar es el caso de Chevron, que viene centrando su atención en Estados Unidos y en otras operaciones en distintos puntos del planeta.
Se vienen años en los que el mercado será cada vez más volátil y cada vez más ajustado, por lo que habrá que ser cada vez más competitivos. A su vez, se incrementará la competencia por los recursos con otras industrias, como la de los alimentos. No hay que olvidarse de que Rusia era un gran exportador de amoníaco, insumo clave para los fertilizantes. Frente a esta coyuntura incierta, el país tiene que hacer su trabajo interno para facilitar el desarrollo de la actividad. Y las empresas deben seguir invirtiendo en tecnología y en hacer eficiente la cadena de valor para reducir los costos.
¿Es viable la materialización del proyecto de licuefacción?
Con el actual nivel de actividad, agotar los recursos de gas de Vaca Muerta demandaría 170 años. La Argentina tiene que aprovechar la oportunidad de exportar gas natural licuado (GNL) a través de barcos. No sólo para captar millonarias divisas, sino también por cuestiones de seguridad energética. No alcanza con especular sobre la demanda local y parte de la regional. La única manera de dejar atrás las especulaciones y garantizar la seguridad energética es exportar gas, y para eso hay que construir ductos y la planta de licuefacción.
El principal cuello de botella no pasa, desde ya, por el recurso de Vaca Muerta, pero tampoco por la inestabilidad macroeconómica (más allá de los saltos de la inflación y las devaluaciones del tipo de cambio). Pasa por la inestabilidad jurídica. No se trata de sancionar nuevas leyes que den garantías, sino de no romper los contratos. Nuestro mayor problema es que el Estado se mete en los contratos firmados entre privados, algo que ni siquiera pasa en África. Así es muy difícil incentivar las millonarias inversiones que se precisan. El Estado debe ser un elemento organizador para coordinar el accionar de los distintos actores. Pero no puede avanzar sobre los contratos.
Precios favorables
Al analizar el comportamiento de los precios del barril, Díaz remarca que la Argentina presenta una distorsión muy grande en relación con el mercado internacional. “Es difícil hacer un análisis de tendencia si cada vez que el precio local está bajo se impone un precio sostén, o si cada vez que está alto se establece un tope. Actualmente los break even de Vaca Muerta oscilan en torno a los u$s 45 ó u$s 50 por barril. Se están pagando alrededor de u$s 65, así que -por más de que el precio internacional del petróleo supere los u$s 100- la cuenta sigue siendo positiva para los operadores”, comenta.
Obviamente, aclara, todo commodity tiene sus ciclos de precios y así como hoy el Brent se cotiza a u$s 112, en el futuro puede bajar a u$s 20 o a cero. “Es muy complicado para las empresas tener que repartir la atención entre lo que pasa internacionalmente y las regulaciones internas. Pero la verdad es que desde el año pasado los precios son sumamente favorables, los márgenes son altos, las firmas están pudiendo exportar y -si bien se trata de compras de oportunidad- están llenándose barcos y colocándose producción de Vaca Muerta en el exterior”, asegura.
El gran desafío, a su entender, pasa por ganar nuevos mercados de manera sostenible, con mayores volúmenes, e insertar a largo plazo el crudo Medanito en las refinerías asiáticas. “El gas es un tema aparte, porque en su precio inciden las licitaciones, la infraestructura y otros tipos de cuellos de botella”, apunta.
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La flamante ministra de Economía dio su primera entrevista y habló sobre diversos temas. Silvina Batakis, brindó su primera entrevista este lunes por la noche luego de jurar ante el presidente Alberto Fernández. Habló de Vaca Muerta y el gasoducto Néstor Kirchner. “Tenemos todas las condiciones climáticas para generar hidrógeno, tenemos la posibilidad de la minería con el litio, tenemos Vaca Muerta y el gasoducto que también son grandes oportunidades”, dijo la funcionaria. Cuando se le preguntó sobre la continuidad del plan de segmentación de tarifas de gas y electricidad, el cual seguirá adelante, en línea con el objetivo del […]
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Hay 33 empresas que pertenecen al Estado Nacional y la mayoría de ellas no son rentables. Se mantienen gracias a los aportes del Tesoro. Un déficit prácticamente insalvable para la nueva ministra de Economía, Silvina Batakis. La flamante ministra de Economía, Silvina Batakis, conoce bien este diagnóstico. El Estado argentino, en su rol de empresario, muestra números preocupantes. En 2021 sus 33 empresas mostraron un déficit operativo de 3.767 millones de dólares, un monto equivalente al 0,7% del PBI. La mayoría de las compañías tienen sus balances en rojo y los ingresos propios de la actividad que desarrollan no les […]
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Subsidios a los hidrocarburos y electricidad y además de una fuerte moneda son los secretos de la baja inflación. Argentinos residentes en el norte eligen los pesos bolivianos como forma de ahorro dada la estabilidad de esa moneda El portavoz del gobierno de boliviano, Jorge Ritcher,dijo la semana pasada que la inflación del país es la quinta más baja en todo el mundo. “Si miramos los países de Europa y Asia, Bolivia tiene la inflación más baja”, afirmó el vocero. Bolivia posee además la inflación más baja de América Latina, donde la Argentina encabeza el ranking inflacionario, superando por poco […]
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Esto se dio en el marco del nuevo esquema tarifario donde participaron distintas reparticiones gubernamentales y el Ente Provincial Regulador de la Electricidad. El Ministerio de Producción y Desarrollo Económico participó de la actividad de “Generación Distribuida de Energía Renovable Integrada a la Red Eléctrica Pública” que realizó el Ente Provincial Regular de la Electricidad (EPRE) en conjunto con el Ministerio de Obras y Servicios Públicos. En dicha jornada, realizada durante la tarde del lunes en la sala “Emar Acosta” del anexo de la Legislatura Provincial, se propusieron diferentes líneas de financiamiento. Asistieron al encuentro el secretario de Política Económica, […]
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La Cámara Empresarial de Transporte Automotor de Cargas de Corrientes indicó que las estaciones de servicio mejoraron la provisión de gasoil. La Cámara Empresaria del Transporte Automotor de Cargas de Corrientes (Cetacc) confirmó que se normalizó el abastecimiento de combustible en un 90% en la provincia y hay mayor provisión para los camiones que se vieron afectados por la faltante en las últimas semanas. Son varias las provincias donde se habían tomado medidas de fuerza por la falta de respuesta del Gobierno nacional ante la difícil situación. Los sectores que comercializan productos sentían el impacto y cada vez aumentaba más […]
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La región ha sido testigo de una serie de nuevos casos relacionados con el clima, como documenta una plataforma online recientemente lanzada. Pero aún este tipo de litigios deben superar retos muy arraigados. Algunos de ellos tienen que ver con el cambio climático, mientras que otros se refieren a cuestiones ambientales asociadas, como la minería, el fracking y la contaminación, entre otros. Comisión Interamericana de Derechos Humanos. En 2019, un grupo de niños llevó al gobierno peruano a los tribunales, buscando que desarrolle un plan nacional para frenar la deforestación. Los niños, todos ellos menores de ocho años y representados […]
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Salvo algunas excepciones, Argentina no suma expendedoras de bajo costo, a pesar de que este modelo de negocio ya alcanzó cifras récord en Europa. Con cada vez más autos, el número de Estaciones está creciendo en el planeta. No obstante, el llamativo dato es que el mercado está siendo tomado por las expendedoras de bajo costo o “Low Cost”. Por ejemplo en España las marcas alternativas, minoristas independientes, cadenas de hipermercados y supermercados, son cada vez más fuertes. En Argentina, esto sucede muy poco por el contrario: “Por ahora las low cost son una buena expectativa, pero el momento resulta […]
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Batakis dijo que creía en el equilibrio fiscal, la acumulación de reservas y el incremento de las exportaciones. Mensaje a Kristalina Georgieva y a los brokers estadounidenses. Alberto Fernández, Silvina Batakis y un mensaje al FMI mientras se evalúa qué camino seguir Una de las cuestiones más relevantes quedó vedada este lunes detrás de la escalada del dólar. En las horas previas a la asunción de Silvina Batakis como ministra de Economía, el presidente Alberto Fernández se reunió con ella en Olivos. Según las fuentes, el vector de todo el diálogo fue, como se preveía, el programa económico que el […]
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El Ministro de Ciencia, Tecnología e Innovación fue recibido por el primer mandatario, Luis Arce, en el marco de una misión oficial que contempló reuniones con referentes en materia de transición energética, medicina nuclear y tecnología aeroespacial, entre otros temas. El Ministro de Ciencia, Tecnología e Innovación, Daniel Filmus, visitó en misión oficial el Estado Plurinacional de Bolivia a fin de continuar consolidando las acciones de cooperación en ciencia y tecnología con los principales países de la región. La agenda del ministro comenzó con la visita a la estación terrena de Amachuma, perteneciente a la Agencia Boliviana Espacial (ABE). La […]
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Los precios del gas natural en Europa, que crecieron cerca de un 700 % desde el comienzo del año pasado, empujan al Viejo Continente “al borde de la recesión”, sostiene Bloomberg.
Según el medio, el gas natural se convirtió en el mayor desencadenante de la inflación mundial y podría amenazar la posición del petróleo como “combustible que define la geopolítica”.
Por su parte, Kevin Book director de la empresa de investigación de políticas energéticas ClearView Energy Partners LLC dijo “El mundo ahora piensa sobre el gas como una vez pensaba sobre el petróleo, y el papel esencial que el gas tiene en las economías modernas y la necesidad de un suministro seguro y diversificado se han hecho muy visibles”,
Según precisa Bloomberg, la operación militar rusa en Ucrania podría considerarse el principal factor detrás de la subida, en parte debido a la disminución de los suministros energéticos rusos a Europa, lo que se une a la campaña lanzada por los propios países europeos en su intento de reducir su dependencia del gas ruso.
En consecuencia, Europa, que aspira a diversificar los suministros antes de que llegue el invierno, se ha visto envuelta en una carrera para asegurarse los suministros del gas natural licuado (GNL). En medio de los recortes de la energía rusa, la UE importó por primera vez más gas natural licuado de EE.UU. que gas por gasoducto de Rusia.
Los ocupantes del vehículo transportaban la carga sin la documentación correspondiente ni las condiciones mínimas de seguridad. Ayer, efectivos de la Sección “Laguna Blanca”, dependiente del Escuadrón 16 “Clorinda”, se encontraban desplegados sobre la Ruta Provincial N° 2 cuando detuvieron la marcha de un vehículo utilitario a fines de efectuar un control físico y documentológico. Al momento del registro, los funcionarios detectaron que los ocupantes transportaban tres tambores de 1.000 litros, dos tambores de 200 litros y 12 bidones de 50 litros con combustible. Personal de la Fuerza decomisó un total de 4.000 litros de nafta, sin la documentación correspondiente […]
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En breve comenzará la construcción de la autopista de la RN 9/34. El gobernador Gustavo Sáenz anunció el pronto inicio de cinco obras en rutas nacionales por más de $10 mil millones que darán mayor conectividad a la provincia, con beneficio directo para diferentes sectores de la economía local, como seguridad para el tránsito. Luego de una comunicación que mantuvo con el administrador general de Vialidad de la Nación, Gustavo Arrieta, informó la firma de contrato para la construcción de una autopista entre Metán y Rosario de la Frontera por la ruta nacional 9-34 con la empresa Vialmani y del […]
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El secretario general de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP), el nigeriano Mohammed Barkindo, falleció anoche a los 63 años de edad, informó hoy el director gerente de la Corporación Nacional Nigeriana de Petróleo (NNPC), Mele Kyari, en su cuenta de Twitter.
Barkindo asumió por primera vez la secretaría general de la OPEP el 1 de agosto de 2016, elegido por consenso por todos los miembros de la organización con sede en Viena, que volvieron a nombrarlo para un segundo mandato tres años después.
De acuerdo con los estatutos de la organización, una persona solo puede permanecer durante dos mandatos de tres años en el más alto cargo de la organización que hoy cuenta con trece países miembros.
Dado que el segundo y último mandato de Barkindo iba a expirar el 31 de este mes, los ministros de la OPEP han nombrado ya a su sustituto, el kuwaití Haitham al-Ghais.
Hoy comienza Latam Future Energy a las 9 horas de Chile, con paneles de primer nivel conformados por ejecutivos de las empresas líderes del sector en la región Cono Sur, funcionarios y expertos.
Mañana será el desayuno VIP, y 7 de julio y tendrá la participación especial de Claudio Huepe, ministro de Energía del gobierno de Chile, quién será entrevistado por Gastón Fenés, Director Periodístico de Energía Estratégica.
Presentamos algunos ponentes destacados
Claudio Huepe – Ministro de Energía de Chile
Marco Antonio Mancilla – Secretario Ejecutivo Subrogante – Comisión Nacional de Energía
Ernesto Huber – Director Ejecutivo – Coordinador Eléctrico Nacional
Fitzgerald Cantero Piali – Director Nacional de Energía – Uruguay
Mario Pizarro – Secretario de Energía – Gobierno de Jujuy (Argentina)
Rosa Riquelme – Directora Ejecutiva – AgenciaSE
Juan Carlos Jobet – Exministro de Energía de Chile
Andrés Rebolledo – Ex Ministro de Energía de Chile
Maria Teresa Gonzalez – Gerenta General – Statkraft
Guillermo Soto – Jefe División Energía Sustentable – Ministerio de Energía
Ana Lía Rojas – Directora Ejecutiva – ACERA
Marcos Cardaci – VP LATAM – Nordex
José Carlos Montoro Sanchez – GM of Sales para Europa, América y África – Ecoppia
Javier Salinas – Sales Manager LATAM – NEXTracker
Paulina Ramirez del Barrio – Gerente de Nuevas Tecnologías – CVE Chile
German Rotter – Gerente de Ventas Latam – TrinaTracker
Cesar Saénz – Utility and ESS Manager – Sungrow
Hector Nuñez – Director Comercial Latam – Power Electronics
Sergio Rodriguez – Service Manager Latinoamérica – Solis
Gabriela Manríquez Roa – Coordinadora de Política Regulatoria – Ministerio de Energía Chile
Felipe Valdebenito – Principal Solution Engineer – Energy Exemplar
Pablo Villarino – Head of Corporate Affairs, Environment, Permits & Regulation – Engie Chile
Gustavo Castagnino – Director de Asuntos Corporativos – Genneia
Rossana Gaete – Gerente de Hidrógeno Verde para América del Sur – AES Andes
Claudio Seebach – Presidente Ejecutivo – Generadoras de Chile
Miguel Covarrubias – Gerente de Ventas Andes Region – Jinko Solar
Eduardo Solis – LATAM Marketing Manager & Product Specialist – Growatt
Ana María Ruz – Green Hydrogen Specialist – CORFO
Christian Thomsen – Commercial Director Chile – Atlas Renewable Energy
Diego Blixen – Cofounder & CEO – Renovus
Patricia Palacios – Directora Ejecutiva – Consorcio Eólico
Mauricio Gonzales – Gerente de Ventas Chile – Trina Solar
Soledad Ovando – Subgerente de Asuntos Públicos – Banco Estado
Elié Villeda – Country Manager Mexico y Regional Manager Latam North – First Solar
Stephanie Crichton – Chief Commercial Officer Latam – Solek
Víctor Sobarzo – Senior Manager Business Development – JA Solar
Diego Ferrer – Business Development Manager para Latam – Power Electronics
Marcelo Mena – Ex Ministro de Ambiente – Chile
Teresita Vial – Directora – ACESOL
Hans Kulenkampff – Presidente – H2 Chile
Marcela Ruas – Global Wind Energy Council
Sebastián Aylwin Correa – Jefe de Evaluación Ambiental – Ministerio del Medio Ambiente
Jessica Ordoñez – Directora de Sostenibilidad – Invest In Latam
Javier Bustos – Director Ejecutivo – Asociación de Clientes Eléctricos No Regulados ACENOR
Sebastián Novoa – Presidente – Asociación Chilena de Comercializadores de Energía ACEN A.G
Juan José Chávez – Director de Desarrollo de Negocios y Gestión de Energía – Cerro Dominador
Carlos Cabrera Rivas – Presidente – ACESOL
Andrea Moraga – Gerente Unidad de Hidrógeno IIT – Universidad de Concepción
Juris Agüero – Director Innovación & Desarrollo Energético – Empresa Nacional de Petróleo
Brendan Oviedo – Presidente – SPR Perú
Carlos Finat – Experto en Energías Renovables
Paola Hartung – Directora Asuntos Regulatorios – AES Andes
Ignacia García – Directora Ejecutiva – Asociación de Pequeños y Medianos Generadores GPM AG
Brendan Wolters – Business Development and Commercial Director – Prime Energía
David Rau – Gerente General – Flux Solar
Erwin Plett – CEO – Alfa Lux SpA
Nanda Singh – Periodista – Energía Estratégica
Adio Stefoni – Latam Regional Manager – Power Tree
Cristián Sepúlveda – Gerente Ejecutivo – Asociación de Concentración Solar de Potencia ACSP
Felipe Novoa – Gerente General Chile – Solarpack
Gastón Fenés – Director Periodístico – Energía Estratégica
Javier Pereira Figueroa – Business Development Manager Chile and Argentina – Acciona Energía
Andrea Armijo – Gerente General – Ingenovo
Darío Morales – Director de Estudios – ACERA
Guido Gubinelli – Periodista – Energía Estratégica
El gobierno aprobó con una pérdida de US$ 90,7 millones para solventar con fondos públicos el funcionamiento durante 2022 de Yacimientos Carboníferos Río Turbio (YCRT), una empresa estatal que tiene a su cargo la explotación de carbón y la generación de energía eléctrica en Santa Cruz, aunque en los hecho produce, eventualmente, sólo una ínfima cantidad del mineral y prácticamente no inyecta energía a la red. La empresa funciona bajo la órbita del Ministerio de Economía, hoy a cargo de la flamante titular Silvina Batakis, que este martes aprobó, con la firma de Martín Guzmán, un déficit operativo de más de $ 11.000 millones.
Lo hizo a través de la Resolución 517/2022, publicada este martes en el Boletín Oficial. El actual interventor de YCRT es Germán Arribas, que reemplazó a Aníbal Fernández en septiembre de 2021, cuando este fue nombrado como ministro de Seguridad por Alberto Fernández.
En concreto, el Ministerio de Economía aprobó una pérdida operativa por parte de YCRT de $ 11.882 millones para este año. Lo más llamativo es que la empresa sólo proyecta ingresos genuinos por $ 47,4 millones, es decir, menos del 1% de lo que realmente costará mantener operativa la compañía durante este ejercicio, dado que los gastos de operación treparán hasta los $ 11.930,27 millones .
Teniendo en cuenta el tipo de cambio promedio de 131 pesos que prevé el Presupuesto 2022, que no fue aprobado en el Congreso, el déficit operativo de YCRT ascenderá a los US$ 90,7 millones.
YCRT es una empresa que está ubicada en Santa Cruz y, según los planes originales, se diseñó para operar una mina de carbón, una usina térmica de 240 MW y un complejo ferroportuario de aguas profundas. Ninguna de las tres divisiones está operativa.
Según los anexos de la Resolución 517, Yacimientos Río Turbio está computando como ingresos genuinos a las las transferencias que recibe del Tesoro para poder pagar salarios. En rigor, deberían ser asentados como aportes de capital, que este año subirán a los $ 9.741 millones. Pero la firma los computa como “ingresos corrientes”.
La empresa no tiene producción de energía desde hace años y apenas produce un mínimo de carbón, casi insignificante para lo que, en los papeles, demandarían la usina térmica. En cambio, el mayor costo es de salarios, ya que de un total de $ 11.930.270.000 de gastos corrientes, hay un total registrado de $ 9.584.470.000 que corresponden a gastos de remuneraciones.
El funcionamiento a pérdida de YCRT contrasta, además, con lso objetivos que la Argentina se fijo en materia ambiental. El año pasado el Ministerio de Ambiente se fijó metas ambiciosas —a través de las Contribuciones Determinadas a Nivel Nacional (NDC, por sus siglas en inglés)— precisamente para reducir las emisiones de dióxido de carbono. En lugar de eso, el gobierno gastará este año casi US$ 100 millones para cubrir los costos de una empresa encargada de producir carbón que ni siquiera está en condiciones de producir el mineral.
La entrada El gobierno destinará este año casi US$ 100 millones para cubrir el déficit de la empresa estatal Yacimientos Río Turbio pese a que no produce carbón se publicó primero en EconoJournal.
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El Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS) dispuso la puesta en Consulta Pública de la revisión de la normativa vigente sobre la certificación de recipientes contenedores de gas natural para uso vehicular a instalar a bordo de vehículos automotores, así como un cronograma de sustitución de los recipientes ya instalados y certificados bajo las Normas IRAM 2526 “Recipientes de acero, sin costura, para gases permanentes” y Norma ISO 4705 “Refillable seamless steel gas cylinders”.
En la actualidad ya existen fabricantes en el país que se encuentran produciendo recipientes certificados bajo las Normas ISO 11.439 y NGV2 para uso nacional y para exportación. La actualización propuesta significaría un impulso en la industria, estimulando la fabricación a escala y la exportación de recipientes producidos en territorio nacional, a la vez que promovería el avance tecnológico local, preservando el valor agregado y el trabajo nacional, destacó el Ente.
Además, a través de la Resolución 256/2022, el Ente invitó a participar a los Organismos de Certificación acreditados por el ENARGAS, a los Fabricantes e Importadores de recipientes contenedores de GNV, a la Cámara Argentina del Gas Natural Comprimido (CAGNC), a la Cámara Argentina de Productores de Equipos Completos (CAPEC), y al público en general, a expresar sus opiniones y propuestas, respecto de la revisión de la normativa vigente sobre la certificación de recipientes contenedores de gas natural para uso vehicular a instalar a bordo de vehículos automotores.
Además de la revisión normativa, dado que las Normas ISO 11.439, NGV2 y R-110 introducen el concepto de vida útil como condición para el diseño, el Ente Regulador consideró propicia la oportunidad para determinar un cronograma de sustitución de los recipientes ya instalados, mejorando de esta manera las condiciones técnicas de eficiencia y seguridad en el uso del gas natural como combustible vehicular.
En este sentido, el artículo 21 de la Ley 24.076 determina la competencia del ENARGAS en materia de seguridad respecto de todos los sujetos de la industria del gas natural, competencia que, en efecto, alcanza a la actividad del gas natural comprimido, que se encuentra sujeta a la reglamentación y control del Organismo en lo referente a materia de seguridad.
Es relevante la participación de los sujetos interesados y del público en general para que, por un plazo de 30 días corridos contados a partir de la publicación de Resolución 256/2022 en el Boletín Oficial de la República Argentina, efectúen comentarios y observaciones, los que, sin perjuicio de ser analizados, no tendrán carácter vinculante para esta Autoridad Regulatoria.
Todos los interesados podrán efectuar formalmente sus comentarios y observaciones a través de la sección institucional especialmente habilitada en la web del Organismo, Elaboración Participativa de Normas.
Favorecer el desarrollo productivo y ciudadano, compartiendo su capital humano, social y técnico, es el objetivo que MetroGAS -la empresa de distribución de gas natural por redes líder en el país- se planteó con su programa de prácticas profesionalizante Instalando Calor Seguro (ICS), que en junio certificó a nuevos 514 estudiantes en su séptimo año de implementación.
Instalando Calor Seguro es una formación integral: técnica, ética y de servicios, destinada a futuros egresados de Escuelas Técnicas del área metropolitana. El diferencial del programa se basa en una formación de primera mano, recibida directamente desde profesionales voluntarios de MetroGAS, entrenados en técnicas pedagógicas y de taller.
“La transferencia de conocimiento es uno de los objetivos de todas nuestras iniciativas, junto con brindar herramientas útiles que ayuden a los chicos a insertarse en el mercado laboral y generar valor en sus carreras. En definitiva, esperamos poder estar contribuyendo con el futuro profesional de todos ellos”, enfatizó Viviana Barilá, jefa de Asuntos Públicos y Sustentabilidad de MetroGAS.
En el primer cuatrimestre de 2022, participaron 514 alumnos de 14 Escuelas Técnicas de la Ciudad de Buenos Aires, de las especialidades de Construcciones, Mecánica y Electromecánica. Estas orientaciones permiten que una vez que los estudiantes tienen su título secundario pueden tramitar, de manera directa, la matrícula de gasista de primera categoría. Desde que comenzó en 2015 la iniciativa cuenta con un total de 3.000 egresados.
Los contenidos, divididos en cinco encuentros virtuales, dos presenciales en el Centro Metropolitano de Diseño (CMD) y cinco visitas al Centro de Entrenamiento Técnico de MetroGAS (CET), abordan temas referidos a: la industria del gas en Argentina, la producción, la distribución, clientes y matriculados, requisitos para trabajar como gasista, equipamiento técnico, nuevas tendencias del mercado en aparatos gasodomésticos, aspectos constructivos y de seguridad de productos de la combustión.
Instalando Calor Seguro se realiza en articulación con los Ministerios de Educación y particularmente las áreas específicas de educación técnica tanto de la Ciudad de Buenos Aires como de la Provincia de Buenos Aires, integrándose así de manera concreta en la currícula y experiencia de los docentes, además de aportar valor como práctica profesionalizante para los y las estudiantes.
Mientras que la generación fotovoltaica sigue batiendo récords en Brasil, con más de 15,8 GW instalados y conectados a la red en todo su territorio, el sector financiero del país continúa acompañando e impulsando la adopción de paneles solares.
Ahora, el Banco de Amazonia dio a conocer sus líneas de financiamiento y créditos verdes, tanto para el segmento rural, aquel que mayormente se encuentra aislado de la red, como así también las pequeñas, medianas y grandes empresas del norte del país.
Esmar Manfer Dutra do Prado, superintendente del Banco de Amazonia, participó de un webinar de la Asociación Brasileña de la Energía Solar Fotovoltaica (ABSOLAR) y dio detalles del financiamiento provisto por la entidad que este 2022 cumple 80 años de existencia.
En el caso del sector rural y poblaciones de la Amazonia, el especialista explicó que brindan un plazo de hasta 12 años (con un período de gracia de 8 años), que pueden llegar hasta 20 años si también se incluye reforestación. En tanto que la tasa de interés varía según el tamaño del proyecto, pero que, en promedio, es de 5-6% por año
Por otro lado, el financiamiento para el segmento empresarial de menor envergadura tiene características similares al anterior mencionado, con la diferencia de que la contratación se puede realizar de dos maneras: una constituída por una tasa fija más variación de la inflación y la segunda mediante un interés fijo desde el primer momento.
Y dentro del sector empresarial, se encuentra la sublínea orientada a energía verde, la cual cuenta con un plazo total de hasta 15 años (4 de gracia) y “un diferencial importante sobre la parte final del costo de operación”, según explicó Esmar Manfer Dutra do Prado.
A ello se debe añadir que la financiación para “infraestructura verde”, destinadas a empresas de todos los portes (excepto microemprendedores) que deseen invertir en proyectos renovables, almacenamiento de energía, redes de transmisión y distribución y “demás obras estructurales sustentables”, entre otros aspectos vinculados con el cambio climático.
“Incluso, ya estamos conversando con dos grupos en el estado de Amazonas para poder evaluar la posibilidad de implementar esa alternativa en el mercado abierto de energía”, complementó el superintendente del Banco de Amazonia.
De este modo, la entidad bancaria prevé que este año se igualen o superen las cifras del 2021, año en el que otorgaron cerca de 7,2 mil millones de reales de proyectos verdes a lo largo de 450 municipios de la región norte de Brasil, además de 2,9 mil millones de reales en obras de infraestructura, “de los cuales muchos fueron para generación de energía eléctrica”.
Ayer, en el Palacio de La Moneda, el Presidente de la República, Gabriel Boric, se reunió junto a máximos funcionarios de los ministerios de Energía, Economía, Hacienda, Relaciones Exteriores, Desarrollo Social, Obras Públicas, Transportes, Bienes Nacionales, Medio Ambiente, Agricultura, Ciencias y Corfo para participar del Primer Consejo Interministerial que marca el inicio del Comité de Desarrollo de la Industria de Hidrógeno Verde.
Se trata de una iniciativa que responde al compromiso del gobierno de impulsar la descarbonización para enfrentar el cambio climático y promover un nuevo modelo de desarrollo sustentable para Chile.
“Como administración del presidente Gabriel Boric, nos hacemos cargo del mandato de acelerar el desarrollo sostenible. En ese marco, vamos a impulsar el Hidrógeno Verde de forma transversal, con énfasis en el desarrollo local armónico, justo y equilibrado para generar nuevas actividades económicas en el país”, sostuvo el ministro de Energía, Claudio Huepe.
Y agregó: “Para este trabajo tomaremos como base la Estrategia Nacional vigente. Esta será una de las herramientas que nos ayudará a descarbonizar la demanda local, aquella que no puede ser electrificada”.
En tanto, el ministro de Economía, Fomento y Turismo, Nicolás Grau, enfatizó que “esto debe ser con las comunidades, con participación temprana de cada una de ellas, permitiendo un desarrollo armónico de esta industria en cada uno de los lugares donde esto se va a instalar”.
“Por eso, junto con las ministras, ministros, subsecretarias y subsecretarios presentes, en los equipos de trabajo que hoy hemos conformado, va a haber una participación muy importante de gobernadoras, gobernadores regionales de las regiones involucradas en este proceso”, destacó.
A través de este nuevo Comité Corfo se coordinará a diversos actores e iniciativas de política pública para aprovechar las oportunidades que tiene esta industria que, según la Estrategia Nacional de Hidrógeno Verde, involucrará inversiones por unos 5 mil millones de dólares al año 2025 para el desarrollo de 5GW de capacidad de electrólisis y niveles de exportación de hidrógeno y sus derivados de unos US$2.500 millones al 2030.
“La conformación de este comité es un hito del Estado de Chile y da muestra de su compromiso por desarrollar una industria limpia”, resaltó la ministra de Medio Ambiente, Maisa Rojas.
Además, recordó que “la estrategia de desarrollo de hidrógeno verde es una de las fuentes para llevar a cabo la transición energética que el mundo necesita para enfrentar los desafíos de la crisis climática, de biodiversidad y contaminación. Esta transición será ecológica, social y se hará junto a los territorios”.
Tras la reunión, la ministra de Bienes Nacionales, Javiera Toro, afirmó que desde su cartera “existe toda la voluntad para que los terrenos fiscales que son útiles para el desarrollo de estas tecnologías estén a disposición de una manera planificada, que tenga en consideración la voz de las comunidades y los distintos usos posibles del territorio, por eso resaltamos lo importante de este trabajo intersectorial».
Funciones y operación del Comité
Entre las funciones de este nuevo Comité destaca el apoyo a la implementación de la Estrategia Nacional de Hidrógeno Verde (H2V); articular y/o gestionar iniciativas desde el Estado, a través de Corfo, para el desarrollo de esta industria; impulsar las capacidades para generar tecnologías y aplicaciones del H2V en el país, incluyendo la transferencia tecnológica y de conocimientos, además de fomentar la formación de profesionales y técnicos especializados, entre otros.
A partir de esta primera reunión de lanzamiento del Comité, se trabajará en grupos y subgrupos relacionados con distintos ámbitos para promover estas inversiones, los que estarán coordinados por una Secretaría Ejecutiva que estará en Corfo y que entregará todo el soporte técnico para ir entregando resultados y avanzando de manera rápida en los próximos meses.
“El Presidente de la República nos ha planteado varios desafíos y nos ha remarcado la prioridad y urgencia que tiene este tema para el gobierno y para avanzar en un nuevo modelo de desarrollo”, planteó el Vicepresidente Ejecutivo de Corfo, José Miguel Benavente.
El funcionario indicó que “la estrategia de H2V es un mecanismo funcional para mejorar el estándar de vida a través de la descarbonización, y por lo tanto, no solo es el desarrollo de una industria y una tecnología, sino la implicancia que tiene para la generación de conocimiento, para los encadenamientos productivos, de cómo la ciudadanía, en general, se ve beneficiada con este tipo de soluciones”.
Este Comité de Hidrógeno Verde, además, tendrá una Mesa Técnica que estará integrada por representantes de los Ministerios de Economía, Fomento y Turismo, Medio Ambiente, Energía, Relaciones Exteriores, de la Agencia de Promoción de la Inversión Extranjera, Corfo, entre otros.
Celsia, empresa de energía del Grupo Argos, suscribió una línea de crédito revolvente con el International Finance Corporation (IFC) hasta por USD 140 millones, el cual está vinculado con criterios ASG (Ambientales, Sociales y de Gobierno Corporativo).
Específicamente el indicador de desempeño es la reducción en la intensidad en las emisiones de Co2 que se generen en las operaciones, cuyo cumplimiento representará una tasa más competitiva para Celsia.
Los recursos le permitirán a la compañía financiar la construcción y/o adquisición de proyectos de energía renovable, continuar ejecutando el plan de inversiones para mejorar la prestación del servicio de energía tanto en Valle del Cauca como en Tolima, así como seguir desarrollando el portafolio de productos para sus clientes.
«Este crédito, además de ser una nueva fuente de financiación para Celsia, es una demostración más de nuestro compromiso con la sostenibilidad y en especial con la mitigación del cambio climático”, resaltó Carlos Mario Isaza, Líder de Finanzas Corporativas de Celsia.
Y remarcó: “Es una manifestación adicional de confianza por parte del IFC, una de las entidades con las que realizamos la emisión de bonos verdes desde 2018”.
“Estamos muy contentos de seguir cumpliendo metas ambientales, al mismo tiempo que obtenemos condiciones competitivas de fondeo para continuar creciendo de manera sostenible y enriquecer la vida de nuestros clientes», remató.
Esta facilidad de crédito, que tiene un plazo máximo de 5 años, le da a Celsia la flexibilidad financiera para atender, de manera eficiente competitiva y óptima, los requerimientos para el desarrollo de los proyectos estratégicos de crecimiento, al contar con recursos que se pueden desembolsar, cancelar y volver a disponer de ellos.
Cepsa Química cerró la adquisición del 27,88% de Deten Química que estaba en manos de Petróleo Brasileiro S.A. – Petrobras, tras haber obtenido la autorización del Conselho Administrativo de Defesa Econômica.
Con la firma de este acuerdo realizada ayer, Cepsa Química aumenta su participación en la compañía química brasileña hasta el 97,82% de su accionariado. El 2,18% restante permanece distribuido entre pequeños accionistas. Deten Química es el principal productor de Brasil de LAB/LABSA, materias primas dirigidas a la elaboración de surfactantes para detergentes biodegradables destinados al cuidado del hogar.
Cepsa Química quiere continuar liderando e innovando en la planta de producción de LAB/ LABSA más grande de Latinoamérica. Para ello está estudiando un plan de modernización y mejora de la planta brasileña, que comportará nuevas inversiones y permitirá un proceso productivo más seguro, eficiente y sostenible. Este plan supondrá disminuir las emisiones de la fábrica, reducir su consumo de agua y optimizar el uso eficiente de las materias primas y la electricidad.
Cepsa Química entró en el accionariado de Deten en 1999 y durante estos más de 23 años, ha contribuido a conformar a nuestra empresa brasileña en una de las plantas químicas sudamericanas más desarrolladas del continente.
Oferta sostenible
En este sentido se debe subrayar la obtención del certificado medioambiental ISCC PLUS que la fábrica situada en Salvador de Bahía logró el pasado mes de junio. Este reconocimiento viene derivado de la modernización realizada por Deten Química y que le ha permitido producir NextLab, una nueva e innovadora familia de materias primas para la elaboración de surfactantes sostenibles basada en la utilización de materias primas renovables y/o circulares.
Con la fabricación de NextLab y la obtención del certificado ISCC PLUS, Deten Química ha dado un paso más para alinearse con los objetivos medioambientales de sus clientes y en su compromiso por el desarrollo sostenible, lo que la convierte en uno de los referentes de la industria de la fabricación de componentes para detergentes biodegradables del continente.
Sobre Deten
Deten fabrica y vende las principales materias primas para el segmento de limpieza doméstica y comercial en Brasil, siendo el único productor nacional de Alquilbenceno Lineal (LAB), precursor del Alquilbenceno Ácido Lineal Sulfonato (LABSA), del cual también es fabricante. Su capacidad de producción anual es de 230.000 toneladas de LAB y 120.000 toneladas de LABSA. Además, la compañía produce 10.000 toneladas / año de Alkie Pesado (ALP) que se destina principalmente a la producción de fluido térmico, grasas, aditivos lubricantes y aceites textiles.
Sobre Cepsa Química
Cepsa Química es líder mundial en su sector y encabeza el cambio hacia una química sostenible, con un claro compromiso por la lucha contra el cambio climático y la transición hacia una economía circular y no fósil. La compañía lidera la producción mundial de LAB, la principal materia prima utilizada en los detergentes biodegradables, en los que Cepsa Química es pionera. También es número uno en la producción de cumeno, un producto intermedio utilizado en la producción de fenol y acetona, las principales materias primas para la fabricación de plásticos de ingeniería, de las que es el segundo productor mundial. Actualmente Cepsa Química da trabajo a más de 1000 personas y tiene plantas en siete países del mundo (España, Alemania, Brasil, Canadá, China, Indonesia y Nigeria).
Sobre Cepsa
Cepsa es una compañía internacional líder comprometida con la movilidad y la energía sostenibles con una sólida experiencia técnica tras más de 90 años de actividad. La compañía también cuenta con un negocio de química líder a nivel mundial con una actividad cada vez más sostenible.
Cepsa ha presentado en 2022 su nuevo plan estratégico para 2030, Positive Motion, que proyecta su ambición de ser líder en movilidad sostenible, biocombustibles e hidrógeno verde en España y Portugal, y de convertirse en un referente de la transición energética. La empresa sitúa a los clientes en el centro de su actividad y trabajará con ellos para ayudarles a avanzar en sus objetivos de descarbonización. Los criterios de ESG inspiran todo lo que hace Cepsa para avanzar hacia su objetivo Net Positive. En esta década, reducirá un 55% sus emisiones de CO2 de alcance 1 y 2, y entre un 15% y un 20% las de alcance 3, con el objetivo de llegar a cero emisiones netas en 2050.
QatarEnergy anunció hoy un acuerdo con Shell para el desarrollo del yacimiento de gas Campo Norte Este, con el que la compañía anglo-holandesa se convierte en el quinto y último socio del país árabe en ese gigantesco proyecto con el que espera elevar su producción anual de 77 a 110 millones de toneladas.
Este acuerdo demandará una inversión estimada de 28.750 millones de dólares y con el objetivo de impulsar las exportaciones de gas natural licuado del país.
Shell obtendrá el 6,25 por ciento del proyecto, que aumentará la capacidad de producción de Gas Natural Licuado de Qatar (GNL) de 77 millones de toneladas por año a 110 millones para 2026″.
La participación de Shell en este yacimiento es igual a las de ExxonMobil y TotalEnergy con las que QatarEnergy firmó contratos similares en junio pasado.
QatarEnergy alcanzó en junio otros dos acuerdos de asociación con ConocoPhillips y que permiten a ambas adquirir un 3,1 % del proyecto a través de la creación de una empresa conjunta, que tendrá una contribución estimada en el 12,5 % en el desarrollo del Campo Norte.
En cada una de esas dos empresas ‘joint venture’, QatarEnergy tendrá una participación del 75 %, mientras que ENI y ConocoPhillips el 25 % restante.
Frente a la preocupación que existe en el área energética del gobierno por la falta de combustibles líquidos para generar electricidad, la empresa estatal Enarsa (ex IEASA) lanzó este martes un tender para importar cuatro nuevos cargamentos más de gas natural licuado (LNG por sus siglas en inglés) para agosto. Se sumarán a los 11 cargamentos que ya se habían comprado para el mismo mes, aunque fuentes oficiales aclararon que lo que se pretende es comparar precios de los combustibles para ver cuál es la opción más conveniente en términos económicos.
La semana pasada, tal como publicó este medio, Cammesa, la empresa que administra el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), había salido de urgencia a importar ocho cargamentos de gasoil para julio y agosto.
Allegados a la Secretaría de Energía indicaron que lo más probable que la mejor alternativa sea comprar gasoil dado que la explosión en la planta de Freeport LNG, uno de los mayores centros de despacho del combustible en EE. UU, y de otros acontecimientos a nivel global como el importante paro de trabajadores de la industria petrolera en Noruega, provocaron que el precio de LNG se disparara en las últimas dos semanas, presentando un aumento de hasta 163 euros/MWh, el equivalente a 45 dólares por millón de BTU.
Del total de los cargamentos que licitó este martes Enarsa, tres serán destinadas a la terminal regasificadora de Escobar y sólo una a la de Bahía Blanca.
La entrada Pese a los altos precios del gas a nivel global, Enarsa licitó la importación de cuatro nuevos cargamentos de LNG se publicó primero en EconoJournal.
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Los precios del gas en Europa se triplicarán en 2025 aseguró en su informe trimestral la Agencia Internacional de la Energía (AIE). La estimación toma como punto de partida los niveles de 2019. También aseguró que la demanda mundial del combustible bajará hasta por la invasión rusa de Ucrania.
Según la AIE, los precios del gas en el mercado holandés TFF, de referencia en Europa, no sólo van a sextuplicar este año los que había en 2019, antes del comienzo de la crisis del coronavirus, sino que en 2025 seguirán siendo prácticamente el triple.
Calcula que la demanda mundial del producto bajará un 0,5 % este año y a partir de 2023 comenzará a recuperarse para llegar a un ritmo de progresión del 1,5 % en 2025.
Eso significa que para el periodo 2021-2024 el incremento medio de la demanda será de un 0,6 %, cuando el pasado año se había anticipado una subida anual del 1,7 %.
Entre 2021 y 2025 el aumento del consumo será de unos 140.000 millones de metros cúbicos, hasta unos 4,24 billones, cuando en los cinco años precedentes esa subida había sido de 370.000 millones de metros cúbicos.
El principal elemento que explica esta severa corrección es la guerra en Ucrania, que ha llevado a la Unión Europea a decidir reducir de forma drástica sus importaciones de gas de Rusia, tradicionalmente su principal proveedor.
Para sustituir esas importaciones rusas, Europa está intentando recurrir a otros países productores, y eso significa sobre todo al gas natural licuado (GNL) que llega por barco, un mercado que ha entrado en una tensión que no se va a poder resolver a corto ni medio plazo.
Precios
La consecuencia directa es la escalada de precios. Según las estimaciones de la agencia, los precios del gas en el mercado holandés TFF, que sirve de referencia en Europa, no sólo van a sextuplicar este año los que había en 2019, antes del comienzo de la crisis del coronavirus, sino que en 2025 seguirán siendo prácticamente el triple.
Aseguran un escenario de base en el que la UE disminuirá sus compras de gas ruso por gasoducto en alrededor del 55 % entre 2021 y 2025.
Pero también contemplan otro alternativo en que ese recorte podría llegar al 75 % por las grandes incertidumbres que hay, en particular ante la posibilidad de que Moscú cierre todavía más los grifos, como ya lo ha hecho estos últimos meses con varios países, entre ellos Alemania.
En ese contexto, el incremento en la oferta global de GNL este año será insuficiente para responder a toda la demanda procedente de Europa, que absorberá más del 60 % de los incrementos que se produzcan en los tres ejercicios siguientes.
La agencia explica que la expansión de la oferta se va a ralentizar, ya que los bajos precios del gas y del petróleo a mediados de la década pasada provocaron una reducción de las inversiones en nuevas capacidades, y eso tardará en revertirse.
De esa forma, el volumen de GNL crecerá a un ritmo anual ligeramente inferior al 4 % en el periodo 2021-2025, muy por debajo del 7 % al que estuvo progresando en los cinco años anteriores.
Al mismo tiempo, las ventas por gasoducto se van a reducir globalmente a una cadencia del 1,9 % anual a causa del bajón de los flujos desde Rusia hacia Europa.
Una ilustración de esos movimientos es lo que ha ocurrido en junio, que ha sido el primer mes en que las importaciones europeas de GNL procedentes de Estados Unidos, con casi 5.000 millones de metros cúbicos, han superado las compras de gas ruso, que a comienzos de 2021 todavía solían ser de media de más de 12.000 millones mensuales.
La demanda europea de gas este año debería disminuir en un 9 % y la tendencia se mantendrá a la baja para el conjunto del periodo de previsión del informe, de forma que en 2025 se quedará en 536.000 millones de metros cúbicos, netamente por debajo de los 586.000 millones de 2019, por no hablar de los 604.000 millones del pico histórico de 2021.
Según las proyecciones de la AIE, solo una quinta parte de la revisión a la baja de las expectativas de la demanda global de gas hasta mediados de esta década será resultado de mejoras en la eficiencia energética o de la sustitución del gas por fuentes renovables.
TFF, que sirve de referencia en Europa, no sólo van a sextuplicar este año los que había en 2019, antes del comienzo de la crisis del coronavirus, sino que en 2025 seguirán siendo prácticamente el triple.
Daniel Scioli, actual ministro de Desarrollo Productivo subrayó el consenso que genera Batakis en el Frente de Todos y la consideró una representante de la economía productiva y popular. “Siento un gran aprecio en lo personal para Silvina Batakis. Es una mujer con gran consenso. En todo el Frente de Todos y el gran apoyo de los Gobernadores”, dijo Scioli después de conocerse su nombramiento como titular de economía. El ex gobernador de la provincia de Buenos Aires agregó que Batakis, “es una mujer con gran sensibilidad de la economía popular. Es un ama de casa. Tiene un contacto permanente […]
La entrada Scioli opinó sobre cómo será la gestión de Batakis en Economía se publicó primero en RunRún energético.
En la reunión abordaron el impulso a los parques industriales, los programas de financiamiento para la inversión productiva y las obras en materia de energías renovables y producción minera. El ministro de Desarrollo Productivo, Daniel Scioli, y el gobernador de Neuquén, Omar Gutiérrez, abordaron en un encuentro la agenda del desarrollo industrial de la provincia y coincidieron en seguir trabajando articuladamente para impulsar los parques industriales neuquinos, los programas de financiamiento para la inversión productiva y las obras necesarias en materia de energías renovables y para la producción minera en la región. El ministro Scioli sostuvo que “Neuquén es un […]
La entrada El ministro Scioli y el gobernador Gutiérrez acordaron profundizar la agenda de desarrollo industrial de Neuquén se publicó primero en RunRún energético.
Las petroleras de la formación esperan menores restricciones para incrementar inversiones y que se concrete la ampliación en las redes de transporte. Remarcaron que no conocen a la flamante ministra y piden que el sector ocupe un rol más “central”. La salida de Martín Guzmán del ministerio de Economía y el posterior desembarco de Silvina Batakis en su reemplazo sembró incertidumbre y expectativa entre las empresas de Vaca Muerta que esperan definiciones en puntos clave como el acceso a dólares. La mayoría aseguró que es “muy pronto” para dar definiciones y otras remarcaron que no la conocen. Las petroleras apostaron […]
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La producción de petróleo durante mayo aumentó 13,9% interanual, mientras que la de gas se incrementó 12,1% en el mismo período, en los dos casos fue gracias a la formación no convencional de Vaca Muerta, según IAE (Instituto Argentino de la Energía). El informe del instituto también mostró que en el segmento de refinación y venta de combustibles, las ventas de naftas y gasoil en mayo aumentaron 20% y 20,3% interanual respectivamente, mientras que la producción de gasoil y naftas, en el mismo periodo, aumentaron por debajo de la demanda, con un avance de 6,4% y 16,9% respectivamente. En la […]
La entrada Vaca Muerta: La producción de petróleo aumentó un 14% y la de gas un 12% se publicó primero en RunRún energético.
Rosneft, la petrolera de bandera de aquel país lo encontró en las costas del noroeste del territorio. Esto agregará más de 80 millones de toneladas a las reservas del país conducido por Putin. Se ubica en el mar de Pechora, frente a las costas siberianas del noroeste de Rusia. “Unos 82 millones de toneladas de reservas de petróleo extraíbles se han puesto en el balance de la Comisión de Reservas del Estado. El campo se llamó Madachágskoye y se ha convertido en uno de los mayores descubrimientos en la plataforma [continental] rusa en los últimos tiempos”, reza el comunicado de […]
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El gobernador mantuvo esta tarde un encuentro en Buenos Aires con autoridades de la Comisión Nacional de Energía Atómica y les informó sobre el decreto que exime de impuestos provinciales a la producción de agua pesada. El gobernador Omar Gutiérrez se reunió esta tarde en Buenos Aires con la presidenta de la Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA), Adriana Serquis, a quien el mandatario le entregó una copia del decreto que exime del pago de impuestos provinciales a la producción de agua pesada. El encuentro de hoy fue la continuidad de un trabajo conjunto que se viene desarrollando para concretar […]
La entrada Avanza el trabajo con organismos nacionales para transformar a la PIAP en una planta multipropósito se publicó primero en RunRún energético.
El interés en los carburantes sintéticos crece en momentos en que buscar alternativas a los combustibles tradicionales resulta más urgente que nunca En noviembre de 2021 una avioneta despegó de un pequeño aeropuerto en el sur de Inglaterra e hizo historia. Su corto trayecto, al mando de un piloto de la Real Fuerza Aérea británica, estableció un nuevo récord Guinness: fue el primer vuelo del mundo realizado únicamente con combustible sintético. El carburante era de la compañía británica Zero Petroleum, una de las numerosas empresas que están apostando al desarrollo de los combustibles sintéticos, también conocidos como eCombustibles. Las iniciativas […]
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El Presidente de IPA (Industriales Pymes Argentinos) aseguró que “el diálogo y consenso con los formadores de precios es importantísimo”. Rosato, opinó respecto de la designación de Silvina Batakis al frente del ministerio de Economía Nacional e indicó que desde este sector se venía planteando que “el ministro que asumiera tendría que ser por consenso político un industrialista con la sensibilidad necesaria para dar sustentabilidad a todo el sector productivo y a la industria para preservar las fuentes de empleo. Batakis fue la mujer que se eligió bajo estos términos”. Asimismo, subrayó que la ministra Batakis tiene “sensibilidad, humildad y […]
La entrada DANIEL ROSATO: “ES NECESARIO TENER MEDIDAS QUE APUNTEN A LA PRODUCTIVIDAD” se publicó primero en RunRún energético.
San Rafael, Guaymallén, Capital y Godoy Cruz fueron los departamentos donde se generó más de 50% de los tickets. Los postulantes podrán acceder a $300.000 en crédito y aportes no reembolsables. El Ministerio de Economía y Energía, a través de la Dirección de Emprendedores, elaboró un informe con los resultados de la segunda convocatoria del programa Mendoza Emprende Semilla. La iniciativa, impulsada desde la cartera económica provincial con el objetivo de financiar proyectos vinculados a actividades agropecuarias, industriales, comerciales y productivas en todo el territorio mendocino, lanzó como resultado que, al momento, tras el cierre de este segundo llamado, se […]
La entrada Emprende Semilla: la segunda convocatoria cerró con más de 800 proyectos presentados se publicó primero en RunRún energético.
A través de un pedido de informes dirigido a la Secretaría de Energía de la Nación, el diputado nacional Alejandro “Topo” Rodríguez, solicitó que la ley se cumpla también para quienes utilizan garrafas y tubos. Un proyecto de resolución presentado en el Congreso exige que el Gobierno nacional, a través de la Secretaría de Energía de la Nación, informe sobre el incumplimiento de los descuentos por Zona Fría para usuarios de gas en garrafas y tubos en la provincia de Buenos Aires. Así lo anunció, desde Tandil y en declaraciones al multimedios El Eco de Tandil, el diputado nacional Alejandro […]
La entrada Exigen al Gobierno aplicar el descuento por Zona Fría al gas en garrafas se publicó primero en RunRún energético.
El objetivo es impulsar el desarrollo económico, ambiental y social a través de la creación de pymes. JEMSE, la empresa de energía y minería jujeña que promueve el desarrollo económico de la provincia con alianzas público-privadas, comenzó la segunda etapa del “Plan de Acción para las buenas prácticas del desarrollo minero en comunidades, instituciones y empresas”, financiado por el Consejo Federal de Inversiones. El mismo apunta a impulsar el desarrollo económico, ambiental y social en la Puna jujeña, a través de tres etapas de trabajo, las cuales incluyen tareas de relevamiento, capacitaciones y el fomento de nuevos emprendimientos.
El equipo de trabajo está integrado por técnicos de JEMSE, de la Secretaría de Pueblos Indígenas y del CFI. El presente Plan tiene un Plazo de 16 meses y comenzó en enero de este año. Este mes empezó la segunda etapa que consta de las capacitaciones para el desarrollo y creación de proyectos, micro y pymes locales a fin que participen como prestadores de bienes y servicios de las empresas mineras y fomentar el desarrollo productivo local. Son más de 200 personas de las distintas comunidades incluidas en el proyecto.
Se abarcan más de 26 Comunidades Originarias y 12 Comisiones Municipales que se encuentran en zonas de influencia directa a los principales proyectos mineros en los departamentos de Susques, Rinconada, Cochinoca, Tumbaya y Humahuaca. Lo que se puede percibir en el transcurso de las capacitaciones es el gran interés de los asistentes por generar emprendimientos en sus localidades tanto familiares, individuales como comunitarios ligados a diferentes actividades económicas.
El Plan de Acción está enfocado en conocer las diversas variables de sectores que tienen relación directa o indirecta con proyectos mineros, proporcionando la información y capacitaciones necesarias, habiendo realizado en la primera etapa visitas a referentes y miembros de las comunidades implicadas para conocer su participación en los emprendimientos mineros y el empleo que genera en la región.
Felipe Albornoz, Presidente de JEMSE, dijo que ¨la idea principal de este plan es acercar a las distintas comunidades originarias la posibilidad de diseño y desarrollo de empresas y emprendimientos que puedan brindar servicios a las mineras de la región (Ej. alojamiento, transporte, maquinaria, catering, etc.). La participación de estos emprendimientos locales genera empleo genuino en la región, afianza la relación con empresas y logra la distribución de los beneficios en el ámbito local. Es por ello que el presente Plan está enfocado al fomento y desarrollo de estas acciones¨.
Los registros de producción de mayo dejaron dos muy buenas noticias en el segmento del gas natural de Vaca Muerta. Es que por un lado el nivel de extracción volvió a crecer alcanzado un nuevo récord histórico, que además hizo que la producción de gas de la formación no convencional supere, y por bastante, el volumen que generan todos los yacimientos de Bolivia.
De acuerdo a las declaraciones juradas que presentaron las diversas operadoras durante el mes pasado ante la secretaría de Energía de la Nación, la producción de gas no convencional de todo el país llegó a los 76 millones de metros cúbicos por día, un récord histórico.
Esa producción no convencional se divide en dos grandes grupos: por un lado la producción proveniente de los campos de arenas compactas, o tight, que se encuentran en varias provincias como Santa Cruz, Río Negro y Neuquén que sumaron 24,2 millones de metros cúbicos por día en promedio, durante mayo.
El resto de la producción de gas no convencional provino específicamente de las áreas de Vaca Muerta, que llegaron a su récord histórico de generación con nada menos que 51,8 millones de metros cúbicos por día.
Este nivel no solo marca que el puñado de áreas productoras de gas de la formación shale ya representa el 38% del total de la producción de gas natural de Argentina, sino que posiciona a Vaca Muerta en un plano internacional al superar con estos volúmenes el nivel que tiene toda Bolivia.
El país del Altiplano registró en mayo una producción total de 45 millones de metros cúbicos por día, apalancada gracias a la reciente puesta en producción de un nuevo pozo productor en el campo Margarita.
Más allá de esa nueva conexión, el declino de estos campos convencionales bolivianos llevaron a que el mes pasado los bloques de Vaca Muerta superaran por casi un 15% al nivel de producción de Bolivia, dando cuenta así del potencial productivo que tiene la formación, no solo de cara al mercado nacional sino al internacional.
Si bien no se espera que la producción de Vaca Muerta siga creciendo más allá del reemplazo del convencional declinante de la Cuenca Neuquina, el próximo salto en el nivel de extracción de la formación tiene un plazo diferido, dado que se deberá aguardar a la puesta en marcha del gasoducto Néstor Kirchner para que los actuales volúmenes puedan superarse.
Fuente: https://www.rionegro.com.ar/energia/vaca-muerta-ya-produce-mas-gas-que-toda-bolivia-2376650/
Veintinueve proyectos de energías renovables aspiran a tener prioridad de despacho en la última subasta del administrador del mercado eléctrico mayorista argentino, Cammesa.
Hay 15 parques solares y los eólicos son el resto. La capacidad instalada total de los proyectos es de 1,06GW, siendo el mayor un parque eólico de 202MW.
La ronda corresponde al 2T22 y sigue al otorgamiento de prioridad a 11 proyectos en un proceso del 4T21.
El mayor proyecto que busca prioridad, por capacidad instalada, es el parque eólico de 202MW San Luis Norte, planificado por Generación Eléctrica Argentina Renovable I, unidad de Petroquímica Comodoro Rivadavia. La empresa local 360 Energy también se encuentra entre los postores y solicitó el despacho prioritario de seis proyectos, incluidas las adiciones al parque solar 360 Energy La Rioja, para el cual la empresa emitió recientemente US$20 millones en bonos verdes.
Las decisiones de adjudicación deben presentarse antes del 28 de julio.
La prioridad en el despacho de la transmisión se asigna a los proyectos que quieren participar en el mercado a término Mater, en el que las generadoras suministran energía directamente a los grandes usuarios. Los fabricantes preocupados por sus credenciales ecológicas están impulsando la demanda de electricidad procedente de fuentes limpias.
Cammesa publicó recientemente datos sobre la capacidad de transmisión disponible.
Argentina necesita aumentar la capacidad de transmisión para apoyar el continuo crecimiento de las energías renovables en el sur azotado por el viento y en el noroeste bañado por el sol. Algunos corredores de transmisión están muy congestionados.
Fuente: https://www.bnamericas.com/es/noticias/los-proyectos-de-energias-renovables-que-aspiran-a-prioridad-de-despacho-en-argentina
La sorpresivarenuncia del ministro de Economía Martín Guzmán llena de incertidumbre un panorama económico que pende de un hilo. Según explican desde su entorno, el ex titular del Palacio de Hacienda “ya no contaba con las herramientas para poder digitar la política económica”. La demora en la implementación del nuevo esquema de segmentación tarifaria habría sido el detonante de una dimisión que fue comunicada al Presidente Alberto Fernández a través de WhatsApp.
Según lo dispuesto, los consumidores que, en virtud de ser beneficiarios de programas sociales nacionales como Asignación Universal por Hijo (AUH) y la Asignación Universal por Embarazo (AUE) -entre otros- podrán ser incluidos en el padrón en el “Nivel 2-Menores Ingresos”, sobre la base de la información con la que cuenta el Estado Nacional en sus registros.
Por su parte, las prestadoras de los servicios y la ANSES “deberán realizar la atención presencial facilitando la carga digital para aquellas personas que no tienen acceso a dicha tecnología, con el fin de universalizar el acceso en todo el territorio nacional”, aclaró el texto oficial.
Los interesados deberán ingresar al sitio web: https://www.argentina.gob.ar/subsidios.
Sin embargo, desde el Gobierno aclararon que todavía no está disponible, por lo que aseguraron que “en los próximos días vas a poder inscribirte en esta misma página”.
Cabe aclarar que la situación se determinará de acuerdo con los ingresos mensuales y cantidad de bienes a nombre de los consumidores, entre otros parámetros. Para ello se deben seguir los siguientes pasos:
En caso de tener alguna duda, te recomendamos contactarte a: tarifadiferencial@cenoc.gob.ar
Fuente: https://www.ambito.com/informacion-general/subsidios/tarifas-como-acceder-al-subsidio-luz-y-gas-beneficiarios-anses-n5477290
Las últimas restricciones dispuestas por el Banco Central para acceder al mercado cambiario generaron un cimbronazo entre las empresas que fabrican bienes de capital e insumos para abastecer a la industria del petróleo y gas. La generalización del plazo a 180 días para acceder a los dólares necesarios para pagar las importaciones amenaza no solo la viabilidad de sus actividades sino también la competitividad de los proyectos de producción de petróleo y gas en el país.
Mediante la Comunicación “A” 7532, el BCRA limitó aún más el acceso de las empresas al mercado de divisas, en un intento por reducir la salida de dólares por importaciones y acumular reservas para cumplir el acuerdo con el Fondo Monetario Internacional.
Concretamente, la autoridad monetaria generalizó el alcance de las Licencias No Automáticas de importación sobre buena parte de los bienes y servicios importados, incluyendo no solo artículos de consumo sino también materias primas, bienes intermedios y bienes de capital. Las SIMI B (una categoría de importaciones correspondientes a las Licencias No Automáticas) pueden acceder al mercado cambiario a partir de los 180 días del despacho a plaza. La medida regirá hasta septiembre y es para hacer frente al faltante de dólares que sufre la Argentina.
Para las empresas que quieran realizar esas importaciones significa que podrán acceder a los dólares para pagar las mismas solo 180 días después de ingresados al país. La alternativa es apelar a dólares propios, financiamiento bancario, con el consiguiente costo adicional, o, en el caso de las empresas extranjeras, financiamiento aportado por sus casas matrices.
La generalización del plazo de 180 días despertó una fuerte preocupación en la gran mayoría de los sectores productivos y cámaras empresariales. El planteo general es que es imposible obtener financiamiento a esos plazos, lo que hace virtualmente imposible importar para producir y retrasa o vuelve inviable la producción. La expectativa general es que el gobierno revierta o revise la medida si quiere evitar un parate mayor en la economía, algo que luce difícil que suceda en los próximos días tras la renuncia del ministro de Economía, Martín Guzmán.
Si bien la situación afecta a la actividad productiva de las compañías en general, empresas que fabrican bienes de capital e insumos necesarios para la producción petrolera y gasífera y algunas cámaras vinculadas con esa actividad consultadas por EconoJournal plantearon un escenario muy complejo para la viabilidad de sus operaciones y advirtieron que va a contramano de los buenos niveles de actividad que venían registrando.
Un empresario metalúrgico bonaerense que produce bienes de capital para la industria petrolera explicó que independientemente del carácter temporal de la medida el principal riesgo para las empresas en este momento es defaultear sus compromisos vigentes con los proveedores extranjeros y perder el crédito. “El BCRA pasó todas las operaciones de comercio exterior a 180 días y los proveedores del exterior no dan ese crédito. Los que nos daban crédito a 60 días los perdemos por no poder cumplir. Con lo cual, se nos cae también el crédito de los proveedores”, explicó.
La pérdida del financiamiento generaría un golpe particularmente fuerte para el sector. Desde el Grupo Argentino de Proveedores Petroleros (GAPP), una asociación que agrupa más de 140 empresas fabricantes de equipamiento y proveedores de servicios para la industria petrolera, expresaron que la normativa atenta contra la recuperación pospandémica en el rubro. “La fabricación de bienes y servicios para Oil & Gas fue uno de los sectores más golpeados por la pandemia. Además tardó en recuperarse, sobre todo con una alta inversión en personal. El sector recién empezó a repuntar en el último tercio del año pasado, quizás desde la mitad para algunas empresas. Y hoy, que empezaban a ocupar capacidad ociosa, aparece esta norma”, graficaron desde la entidad.
Desde la Asociación de Industriales Metalúrgicos de la República Argentina (ADIMRA), una entidad que nuclea también a empresas metalúrgicas que abastecen a la producción petrolera, coincidieron en que el momento de la industria es bueno pese a las dificultades generadas por la pandemia y la guerra en Ucrania. “La industria sigue creciendo a pesar de todo esto. No hay un solo empresario de las 22.000 empresas metalúrgicas que digan que están sin trabajo. Hay incluso falta de personal. Hay mucha más actividad”, explicó una fuente de la entidad.
No obstante, el endurecimiento del cepo para las actividades productivas genera dudas y suma incertidumbre. “Hay una especie de situación contradictoria entre la actividad y la dificultad básica para importar insumos del exterior que va a redundar en caída de la actividad, si esto sigue así”, expresó la fuente.
Un punto repetido en algunas conversaciones con este medio es la alta probabilidad de que la normativa genere un retraso todavía mayor en la construcción del gasoducto Néstor Kirchner. Desde la entidad confiaron que quieren trabajar junto a las petroleras, empresas operadoras y el gobierno para “tratar cuáles son los proyectos prioritarios para revertir el déficit de la balanza energética y cómo eso se traduce en poder destrabar las dificultades de importación de insumos y componentes para esos proyectos”. “Esta articulación tiene que ser inmediata, no tenemos mucho más margen de espera”, añadieron.
La resolución del BCRA se suma también a un DNU reciente que flexibilizó las importaciones de bienes de capital para la producción petrolera y que preocupa en particular a los fabricantes nacionales. “Si no revierten estas medidas, destruyen el sector de fabricantes de bienes de capital para la industria petrolera”, advirtió el empresario bonaerense.
Las nuevas dificultades para importar no pasan desapercibidas entre las petroleras y compañías operadoras en los yacimientos. Una medida de este tipo tiene impactos en la competitividad de los proyectos de petróleo y gas en Argentina. “No se van a frenar los proyectos, pero sí hay un impacto por el lado de su competitividad con respecto a proyectos en el resto del mundo. En concreto, los bienes de capital, la maquinaria fundamental para seguir ampliando la capacidad de la producción, vas a tener que salir a buscar todo eso con un plazo a 180 días. Es difícil encontrar quien te lo cubra, o internamente financiarte en casa matriz. Eso le quita competitividad al proyecto”, explicaron desde una petrolera extranjera.
El espectro de una afectación inmediata en la producción de gas y petróleo por la falta de equipos e insumos no emerge con fuerza aún entre las operadoras, pero sí fue planteado entre algunas empresas que las abastecen, sobre todo en lo referido con el mantenimiento de las operaciones actuales en los pozos. “Las operadoras se van a dar cuenta recién la próxima semana cuando se encuentran que los proveedores no tienen materia prima o producto. Les va a comenzar a hacer ruido”, pronosticó un empresario industrial.
La entrada El endurecimiento del cepo impacta de lleno en los proveedores de la actividad petrolera y le resta competitividad a los proyectos se publicó primero en EconoJournal.
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Los días 6 y 7 de julio, el sector público y privado de la región se reunirá en Chile para participar de la conferencia y networking más sofisticado de la industria de las energías renovables, organizada por Latam Future Eenergy.
La participación de Claudio Huepe, ministro de Energía del gobierno de Chile, está confirmada para el 7 de julio a las 11am, en el salón principal de la conferencia.
Presentamos algunos ponentes destacados
Claudio Huepe – Ministro de Energía de Chile
Marco Antonio Mancilla – Secretario Ejecutivo Subrogante – Comisión Nacional de Energía
Ernesto Huber – Director Ejecutivo – Coordinador Eléctrico Nacional
Fitzgerald Cantero Piali – Director Nacional de Energía – Uruguay
Mario Pizarro – Secretario de Energía – Gobierno de Jujuy (Argentina)
Rosa Riquelme – Directora Ejecutiva – AgenciaSE
Juan Carlos Jobet – Exministro de Energía de Chile
Andrés Rebolledo – Ex Ministro de Energía de Chile
Maria Teresa Gonzalez – Gerenta General – Statkraft
Guillermo Soto – Jefe División Energía Sustentable – Ministerio de Energía
Ana Lía Rojas – Directora Ejecutiva – ACERA
Marcos Cardaci – VP LATAM – Nordex
José Carlos Montoro Sanchez – GM of Sales para Europa, América y África – Ecoppia
Javier Salinas – Sales Manager LATAM – NEXTracker
Paulina Ramirez del Barrio – Gerente de Nuevas Tecnologías – CVE Chile
German Rotter – Gerente de Ventas Latam – TrinaTracker
Cesar Saénz – Utility and ESS Manager – Sungrow
Hector Nuñez – Director Comercial Latam – Power Electronics
Sergio Rodriguez – Service Manager Latinoamérica – Solis
Gabriela Manríquez Roa – Coordinadora de Política Regulatoria – Ministerio de Energía Chile
Felipe Valdebenito – Principal Solution Engineer – Energy Exemplar
Pablo Villarino – Head of Corporate Affairs, Environment, Permits & Regulation – Engie Chile
Gustavo Castagnino – Director de Asuntos Corporativos – Genneia
Rossana Gaete – Gerente de Hidrógeno Verde para América del Sur – AES Andes
Claudio Seebach – Presidente Ejecutivo – Generadoras de Chile
Miguel Covarrubias – Gerente de Ventas Andes Region – Jinko Solar
Eduardo Solis – LATAM Marketing Manager & Product Specialist – Growatt
Ana María Ruz – Green Hydrogen Specialist – CORFO
Christian Thomsen – Commercial Director Chile – Atlas Renewable Energy
Diego Blixen – Cofounder & CEO – Renovus
Patricia Palacios – Directora Ejecutiva – Consorcio Eólico
Mauricio Gonzales – Gerente de Ventas Chile – Trina Solar
Soledad Ovando – Subgerente de Asuntos Públicos – Banco Estado
Elié Villeda – Country Manager Mexico y Regional Manager Latam North – First Solar
Stephanie Crichton – Chief Commercial Officer Latam – Solek
Víctor Sobarzo – Senior Manager Business Development – JA Solar
Diego Ferrer – Business Development Manager para Latam – Power Electronics
Marcelo Mena – Ex Ministro de Ambiente – Chile
Teresita Vial – Directora – ACESOL
Hans Kulenkampff – Presidente – H2 Chile
Marcela Ruas – Global Wind Energy Council
Sebastián Aylwin Correa – Jefe de Evaluación Ambiental – Ministerio del Medio Ambiente
Jessica Ordoñez – Directora de Sostenibilidad – Invest In Latam
Javier Bustos – Director Ejecutivo – Asociación de Clientes Eléctricos No Regulados ACENOR
Sebastián Novoa – Presidente – Asociación Chilena de Comercializadores de Energía ACEN A.G
Juan José Chávez – Director de Desarrollo de Negocios y Gestión de Energía – Cerro Dominador
Carlos Cabrera Rivas – Presidente – ACESOL
Andrea Moraga – Gerente Unidad de Hidrógeno IIT – Universidad de Concepción
Juris Agüero – Director Innovación & Desarrollo Energético – Empresa Nacional de Petróleo
Brendan Oviedo – Presidente – SPR Perú
Carlos Finat – Experto en Energías Renovables
Paola Hartung – Directora Asuntos Regulatorios – AES Andes
Ignacia García – Directora Ejecutiva – Asociación de Pequeños y Medianos Generadores GPM AG
Brendan Wolters – Business Development and Commercial Director – Prime Energía
David Rau – Gerente General – Flux Solar
Erwin Plett – CEO – Alfa Lux SpA
Nanda Singh – Periodista – Energía Estratégica
Adio Stefoni – Latam Regional Manager – Power Tree
Cristián Sepúlveda – Gerente Ejecutivo – Asociación de Concentración Solar de Potencia ACSP
Felipe Novoa – Gerente General Chile – Solarpack
Gastón Fenés – Director Periodístico – Energía Estratégica
Javier Pereira Figueroa – Business Development Manager Chile and Argentina – Acciona Energía
Andrea Armijo – Gerente General – Ingenovo
Darío Morales – Director de Estudios – ACERA
Guido Gubinelli – Periodista – Energía Estratégica
La renuncia de Martín Guzman del Ministerio de Economía de la Nación puso en jaque a todo el país, entre ellos, el sector energético, que está a la expectativa de las decisiones de la recientemente designada como titular del Palacio de Hacienda, Silvina Batakis.
Acontecimientos que llegaron en medio de la rescisión de algunos contratos truncados que fueron adjudicados en el Programa RenovAr, como así también cerca de la fecha límite para presentar las Manifestaciones de Interés para desarrollar proyectos de infraestructura que permitan incorporar renovables y almacenamiento de energía en el Sistema Argentino de Interconexión (SADI).
Sin embargo, la flamante ministra de Economía ya dio algunas señales positivas para las renovables y la transición energética durante sus primeras declaraciones en el cargo.
Para ser precisos, destacó que “la energía nos puede dar una oportunidad enorme como país, porque Argentina posee todas las condiciones climáticas para generar, por ejemplo, hidrógeno, así como también de minería para ser el desarrollador de baterías de litio”.
“Y a eso se debe agregar que todas las energías renovables necesitan de las baterías que puedan concentrar toda la energía que se producirá”, declaró en una entrevista con C5N.
Palabras que se pueden tomar en continuidad a los últimos eventos vinculados con la transición energética y sostenibilidad en los que participó Guzmán o incluso organizados por diversas entidades gubernamentales durante la actual gestión.
De todos modos, Batakis reconoció que para poder explotar todo ese potencial energético en Argentina, es necesario resolver el “cuello de botella que se vive en muchas partes del país”, como por ejemplo capacidad de transporte disponible en las redes de transmisión, entre otros aspectos que el sector energético
“Intentamos hacer una planificación de cómo evolucionará el sector energético y creemos que en aproximadamente un mes deberá estar totalmente resuelto”, manifestó.
¿Posible cambio de autoridades?
La nueva ministra de Economía también fue consultada acerca de cómo conformará su gabinete de trabajo, a lo que dejó en claro que manejaría todos las aristas de la economía, entre las que se involucra la Secretaría de Energía.
Y si bien Batakis prefirió no dar nombres, sí vaticinó que ya los tiene, aunque aclaró que le gustaría “terminar de pulirlo” con Alberto Fernández y que él sea el primero en enterarse de todos los nombres y apellidos.
De igual manera, la titular del Palacio de Hacienda confirmó que el presidente le confió «libertad de acción» para elegir a todos sus colaboradores. “Uno necesita trabajar con gente de confianza, no porque no haya profesionales buenos, incluso todos merecen el respeto del mundo, y en eso Alberto me dio la posibilidad”, sostuvo.
El Mercado a Término de Energías Renovables (MATER) volvió a tener interés por parte de varias empresas del sector energético de Argentina, a tal punto que casi 30 proyectos solicitaron prioridad de despacho en la última convocatoria de CAMMESA.
Según pudo averiguar Energía Estratégica, fueron precisamente 29 los emprendimientos que se presentaron al reciente llamado, de los cuales suman 1477,7 MW de capacidad y se distribuyen en seis provincias del país: Catamarca (5) , Córdoba (2), La Rioja (9), Mendoza (6), Salta (1) y San Luis (6), siendo
Y a diferencia de la convocatoria pasada, en esta oportunidad predominan los parques fotovoltaicos, con un total de 25 proyectos que acumulan 1021,3 MW. Mientras que las restantes 4 centrales presentadas son de generación eólica (456,4 MW).
En cuanto a las empresas, 360Energy fue aquella que compite con la mayor cantidad de plantas renovables (6), por 190 MW (todos solares), seguido por MSU Energy (4 por 180 MW). En tanto que ABO Wind (17 MW), Intermepro (200 MW) y Lavalle Eólico SA (154,8 MW) solicitaron prioridad de despacho por dos proyectos cada una.
Sin embargo, es preciso recordar que no todos los proyectos podrán ser adjudicados, ya que según el último informe de CAMMESA, sólo hay 244 MW disponibles en la región Centro – Cuyo – NOA, 215 MW en el Litoral y 216 MW en el Noreste Argentino.
Por lo que este miércoles, la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico SA informará aquellos emprendimientos que requieran realizar un proceso de desempate, los cuales deberán presentar la información requerida para ello el martes 26 de julio.
Allí se deberá entregar un factor de mayoración en un sobre cerrado, que será aplicado a los pagos de reserva de prioridad de despacho. Y esto significa que aquel proyecto que oferte la mejor propuesta económica será adjudicado del MATER.
Acto que se efectuará dos días más tarde (jueves 28) y finalmente se conocerá qué asignación de prioridad de despacho pertinente a la convocatoria del segundo trimestre 2022 del Mercado a Término.
De este modo, ya van cuatro convocatorias al hilo en la que hubo propuestas renovables por parte del sector privado y, ante la falta de licitaciones públicas (salvo el llamado por las MDI), el MATER continúa afianzándose como ventana de oportunidad y como uno de los principales drivers de crecimiento en el sector energético de Argentina.
Una de las virtudes que destaca el sector de las energías renovables durante la presidencia de Iván Duque es lo que ha logrado el Gobierno en materia de energías renovables.
Uno de estos aspectos tiene que ver con la concesión de incentivos se dan en el marco de la Ley 1715: Deducción de renta, exclusión de IVA, exención arancelaria y depreciación acelerada para emprendimientos renovables, y exención de IVA y descuento y deducción de aranceles para aquellos que correspondan a energías renovables y eficiencia energética.
La industria espera que esta iniciativa termine siendo un legado que continúe profundizando la nueva gestión de Gustavo Petro, quien asumirá funciones el próximo 7 de agosto.
Según la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME), hasta el momento se han aprobado 2.023 certificados de beneficios tributarios para proyectos de energías renovables, por 12.673 MW.
Se trata de un salto del 20% de capacidad aprobada, teniendo en cuenta que en junio pasado se habían aprobado 1.854 proyectos por 10.368 MW.
En suma, lo registrado hasta la primera semana de julio es que se dieron beneficios para 1.899 emprendimientos solares fotovoltaicos, por 5.993 MW. El 75% de ellos corresponde a emprendimientos de 0 kW a 1 MW.
Le siguen los eólicos, que si bien son apenas 36, según la UPME estos representan una potencia por 5.325 MW.
Luego, 41 plantas de biomasa recibieron algún beneficio, por 311 MW; le siguen en potencia 44 pequeños aprovechamientos hidroeléctricos, 183 MW; y finalmente se contabilizan dos de geotermia por 2 MW.
El valor estimado de la inversión avalada por parte de la UPME es de 8.794.530 millones de pesos colombianos (más de 2 mil millones de dólares).
Esto representa un IVA potencial ahorrado en la compra de equipos y prestación de servicios destinados a las inversiones en proyectos de renovables de 1.182.583 millones de pesos (280 millones de dólares).
Latam Future Energy presenta un nuevo evento para el sector energético renovable que incluye una conferencia de alto nivel junto al más sofisticado networking a llevarse a cabo este 6 y 7 de julio.
El escenario elegido es Chile, país que genera un enorme atractivo para realizar inversiones sostenibles con impacto medioambiental, social y económico positivo.
Por ello, durante el evento denominado «Latam Future Energy Southern Cone Summit» referentes del sector analizarán la evolución de los costos de desarrollos renovables, principalmente eólicos y solares, así como iniciativas de inversión en almacenamiento en baterías e hidrógeno verde.
Durante el primer día de conferencia, el panel moderado por Jessica Ordoñez Miranda, directora de sostenibilidad en Invest in Latam, abordará específicamente la visión de actores estratégicos sobre “Tendencias de las energías renovables en el Cono Sur”.
Asistirán como panelistas de este bloque de debate:
Ana Lía Rojas – Directora Ejecutiva – ACERA
Carlos Cabrera Rivas – Presidente – ACESOL
Brendan Oviedo – Presidente – SPR Perú
Paola Hartung – Directora Asuntos Regulatorios – AES Andes
Erwin Plett – CEO – Low Carbon Chile SpA
No se pierda la oportunidad de asistir a esta conferencia y networking. Más de 10 paneles de debate y 50 disertantes ofrecerán el contenido más actualizado del sector en el Cono Sur.
Consulte la agenda completa de «Latam Future Energy Southern Cone Summit» y acceda a una entrada en: https://latamfutureenergy.com/producto/southern-cone-summit-santiago-chile/
«Como toda la sociedad otorga importancia al desarrollo con bajas emisiones de carbono, el mercado fotovoltaico distribuido marcará el comienzo de oportunidades de desarrollo más amplias, y la combinación de fotovoltaica y construcción juega un papel cada vez más importante en la instalación fotovoltaica», dijo la directora ejecutiva de Antaisolar, Jasmine Huang.
«Antaisolar ha desarrollado su mercado fotovoltaico distribuido durante muchos años y ha acumulado una rica experiencia técnica».
Con base en la demanda del mercado BIPV, Antaisolar desarrolla vigorosamente I+D para construir un nuevo producto BIPV, Taiyang Roof, que se dedica a impulsar la transformación de edificios para lograr cero emisiones de carbono.
Para resolver los puntos débiles como la falta de seguridad, los inconvenientes, la operación y el mantenimiento problemáticos y la mala durabilidad de la energía fotovoltaica industrial y comercial en los techos, Taiyang Roof ha optimizado el rendimiento de manera integral.
Vale la pena mencionar que este lanzamiento en línea se transmitió a tres laboratorios diferentes para mostrar las ventajas únicas de Taiyang Roof en impermeabilización, instalación y materiales.
En primer lugar, Taiyang Roof puede lograr un efecto 100 % impermeable, y los componentes impermeables utilizados en el producto no solo evitan las fugas de agua, sino que también protegen el edificio. En segundo lugar, todo el proceso de instalación de Taiyang Roof consta de solo tres pasos «Colocado, Sujetado, Abrochado», y la O&M puede ser preventiva, liviana y personalizada.
Finalmente, Taiyang Roof está hecho de una aleación de aluminio de alto rendimiento, que se ha probado experimentalmente que funciona un 20 % mejor que los estándares nacionales de China con peso ligero y alta resistencia. Estas características garantizan la seguridad, confiabilidad y estabilidad de Taiyang Roof, lo que hace que no solo cumpla con los estándares arquitectónicos y estéticos, sino que también reduzca los costos del sistema en un 20 % y aumente la eficiencia en un 50 %.
Como producto BIPV líder en la industria, Taiyang Roof es económico y respetuoso con el medio ambiente con una alta eficiencia de reciclaje y tiene una vida útil de hasta 50 años con el excelente servicio posventa proporcionado por Antaisolar, logrando la misma vida útil que los edificios. No hay duda de que el techo de Taiyang es un producto preferido para las soluciones de construcción fotovoltaica.
El lanzamiento de Taiyang Roof es importante para que Antaisolar promueva la transformación ecológica de los edificios. En el futuro, Antaisolar seguirá apostando por la industria BIPV, con el objetivo de promover una transición cero carbono y facilitar el desarrollo de energías limpias.
EIG, inversionista institucional en el sector energético mundial y uno de los principales inversionistas en infraestructura del mundo, lanzó hoy el Grupo Cerro una nueva plataforma de energías renovables en Chile.
La entidad recién formada incluye las plantas Cerro Dominador, propiedad de EIG y la recientemente adquirida ANPAC, propietaria de un portafolio de 11 pequeñas y medianas centrales hidroeléctricas de pasada en las regiones de O'Higgins, El Maule, Bio Bio y La Araucanía.
El portafolio de 110 MW de ANPAC incluye plantas en operación y proyectos en diversas etapas de construcción y desarrollo tanto en el mercado spot como en el de tarifa estabilizada.
Tras la adquisición, Grupo Cerro ahora gestiona más de 280 MW de capacidad instalada en Chile, incluidas las plantas fotovoltaicas (PV) y de energía solar concentrada (CSP) de Cerro Dominador.
La cartera del grupo también incluye varios proyectos en fases avanzadas de construcción y desarrollo, incluido el complejo Likana Solar, uno de los proyectos de CSP más grandes del mundo con una capacidad de 690 MW, Pampa Unión, una planta de energía fotovoltaica de 600 MW, así como más de 40 MW de centrales hidroeléctricas de pasada.
R. Blair Thomas, presidente y director ejecutivo de EIG, dijo: “La transacción proporcionará sinergias de cartera, creando eficiencias operativas y mejorando la diversificación tecnológica y geográfica de Grupo Cerro. Tras la finalización y sincronización de la innovadora planta de energía solar Cerro Dominador en 2021, el primer proyecto de CSP en América Latina, esta transacción marca otro hito importante en nuestra estrategia de invertir en activos de alta calidad, en los mejores equipos de su clase y en infraestructura energética apoyando la transición energética en Chile”.
Fernando González, CEO de Grupo Cerro, remarcó que “esta transacción ratifica nuestro compromiso con el crecimiento de Chile. Estas plantas, combinadas con nuestros proyectos en desarrollo, Likana Solar y Pampa Unión, nos ayudarán a diversificar geográficamente
nuestro portafolio de energías renovables para poder asegurar aún más la producción de energía renovable de bajo costo para el mercado chileno y continuar suministrando energía limpia en todo el país las 24 horas del día”.
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