Comercialización Profesional de Energía

Yearly: 2022

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Comercializadora eléctrica chilena se une a Itaú para facilitar créditos a sus clientes

La empresa chilena IMELSA ENERGÍA –comercializadora y suministradora de energía a clientes libres– anuncia una medida inédita en Chile.

De la mano de Itaú, concederá una serie de beneficios para los clientes de IMELSA ENERGÍA, quienes pueden optar a tasas preferenciales en créditos cuando se comprometen a avanzar en indicadores y metas relacionadas a algunos de los criterios ESG (factores ambientales, sociales y de gobierno corporativo).

Con esta firma, se consolida la primera alianza entre una empresa chilena del rubro eléctrico y la banca entendiendo la importancia de los criterios ESG que, en línea con tendencias internacionales, será en unos pocos años más una exigencia para el desarrollo de las compañías.

Con esto, se genera una conexión con el cliente que busca oportunidades para hacer expandir su negocio a través del suministrador de energía IMELSA ENERGÍA, el cual los conecta y les aporta el valor energético en la cadena de suministro.

Al respecto, el gerente de Gestión y Control de la compañía, Enrique Rosselot, destaca: «Estamos muy contentos de poder anunciar esta alianza con el Itaú, ya que va de la mano con nuestros valores y objetivos como marca”.

“De hecho, en IMELSA ENERGÍA, acabamos de lanzar un compromiso con ocho prácticas sostenibles que nos permitirán desarrollarnos y ser un aporte para el país en temas de suministro eléctrico. El compromiso se llama “Sustainable Supplier Compromise”, es una instancia para conectar nuestra energía con el modelo ESG de nuestros clientes, o sea totalmente en relación con lo que estamos haciendo hoy en día con Itaú”, agrega.

Dentro del variado alcance de acciones que incluye el Sustainable Supplier Compromise, se contemplan charlas educativas y talleres de información de mercado hasta networking con otros clientes para seguir aportando al círculo virtuoso de la sostenibilidad.

En términos concretos la alianza con Itaú, nos permitir desarrollar diferentes iniciativas tales como eficiencia energética, proyectos de energías renovables, recambio tecnológico para reducción de emisiones, incorporación de electromovilidad en sus instalaciones, entre otras acciones.

“Nuestro rol es ser un socio energético y un agente relevante para avanzar en la transición energética. Ésta es un camino clave, donde nosotros operamos como conectores uniendo al actor de cambio como son nuestros clientes con la banca que ayuda a financiar esos cambios, así juntos, en cadena, podemos avanzar y acercar el futuro sustentable”, agrega Jocelyn Ann Black, impulsora de la iniciativa y gerente de Clientes de IMELSA ENERGÍA.

Desde Itaú, Claudia Labbé, gerente de Investor Relations y Finanzas Sostenibles, señaló: “Con este acuerdo hemos avanzamos hacia nuestro compromiso de estimular una economía baja en carbono, en línea con nuestra estrategia de sustentabilidad, los objetivos de desarrollo sostenible y la contribución al país a través de estímulos a los clientes”.

Claudia Labbé, gerente de Investor Relations y Finanzas Sostenibles de Itaú

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La energía solar arriba a las comunidades aisladas de la Amazonia

La asociación sin fines de lucro Revolusolar se adentrará en la Amazonia de Brasil e instalará módulos fotovoltaicos en una comunidad indígena, con el objetivo de promover el desarrollo y conocimiento de la energía sustentable en el país. 

El proyecto se llevará a cabo en la comunidad denominada “Telha preta”, que se ubica en las cercanías de la ciudad de Manaos, capital del estado de Amazonas, al noroeste del país. 

Así lo anunció Eduardo Avila, director ejecutivo de Revolusolar, durante un evento de la Asociación Brasileña de la Energía Solar Fotovoltaica (ABSOLAR) donde se debatió sobre el rol de la energía solar y las posibilidades en sistemas aislados de la red, entre otros temas. 

“La comunidad indígena tomará el modelo de compromiso sustentable como el proyecto piloto renovable implementando en las favelas de Río de Janeiro, adaptándolo y trayéndolo a los pueblos indígenas de la Amazonia”, aseguró. 

El proyecto al que hizo referencia Avila, se trata de la instalación de más de 50 paneles solares en el tejado de una asociación de vecinos de Babilonia para abastecer de energía a más de 30 familias, bajo un modelo de generación distribuida colectiva. 

Mientras que en el caso del emprendimiento que se hará en Manaos, el director ejecutivo de Revolusolar señaló que se están construyendo cuatro módulos fotovoltaicos, pero invitó a demás empresas privadas a que se sumen a la iniciativa y también construyan paneles en la comunidad. 

Y aclaró que el proyecto actual “unirá la instalación de renovables con la educación y formación de profesionales, como por ejemplo instaladores de energía solar, actividades educativas y culturales para comunidades, con la autonomía energética como protagonista a futuro”.

“Mientras que la gestión de la energía solar se implementará dentro de la escuela, que es fundamental para la comunidad”, amplió un representante de la población “Telha preta” que se verá beneficiada con la propuesta sostenible de la organización. 

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Polémica: pese a aumentar casi un 70% la planta permanente del Enargas, Bernal contrató unas 10 consultorías para realizar tareas propias del organismo

El Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas), a cargo del interventor Federico Bernal desde el 17 de marzo de 2020, amplió fuertemente su planta de trabajadores en los últimos dos años. Al finalizar la gestión de Mauricio Macri el ente contaba con 413 trabajadores. En abril de 2020 ese número ya había ascendido a 551 personas y a mayo de 2022, la cifra se había elevado a 621, es decir, un 50% más que en diciembre de 2019, incluso en un contexto de pandemia. Es más, si a ese número se le agrega el personal contratado bajo convenio con universidades, que no está informado públicamente, la planta superaría las 700 personas, casi un 70% más que al final del gobierno anterior, según afirmaron distintas fuentes a EconoJournal. Al mismo tiempo, el interventor del ente contrató unas diez consultorías externas, muchas más que las últimas gestiones al frente del organismo, lo que derivó incluso en reproches internos del cristinismo contra Bernal.

Bernal es cuestionado por algunos emergentes del cristinismo pero cuenta con el respaldo de CFK.

En lo que va de su gestión, Federico Bernal lleva contratadas unas diez consultorías externas con universidades para reforzar el trabajo del Enargas. Es decir, el ente regulador aumentó un 50% la planta de trabajadores y en lugar de poder llevar a cabo las tareas tuvo que, al mismo tiempo, contratar servicios de consultoría por fuera del ente.

Consultorías

Durante los diez años en que Antonio Pronsato fue interventor del Enargas (entre mediados de 2005 y mediados de 2015), el ente contrató una sola consultoría externa. En esa ocasión, el ente a cargo del funcionario clave del exministro Julio De Vido había contratado al Centro Argentino de Ingenieros (CAI) para dirimir un tema interno porque había un dictamen contrapuesto de dos gerencias del organismo.

La gestión de Mauricio Roitman el frente del Enargas (enero de 2018 a marzo de 2020) contrató también una sola asesoría externa. El entonces presidente del organismo requirió los servicios de la Facultad de Ingeniería (UBA) para reforzar con una opinión externa la Revisión Tarifaria Integral (RTI) que llevó adelante el gobierno de Macri para aumentar las tarifas.

Cuando un ente regulador tiene que contratar una consultoría externa necesita presentar ante el Poder Ejecutivo un informe de justificación o necesidad de por qué no puede llevar a cabo una tarea específica con la planta del personal a cargo y tiene que pedir un refuerzo específico por fuera del organismo.

Las consultorías que hasta el momento lleva contratadas Bernal con distintas universidades llamaron la atención, por un lado, del Ministerio de Economía a cargo de Martín Guzmán, porque es el que tiene que autorizar el presupuesto para afrontar esos gastos. A fines de 2021, Bernal pidió incluso una partida adicional de 250 millones de pesos para solventar algunas de esas contrataciones. Por otro lado, las consultorías también habrían motivado reproches de referentes del cristinismo contra el propio Bernal.

Lo que más sorprende incluso dentro del cristinismo es que Bernal haya firmado todas esas consultorías al mismo tiempo que amplió de manera notable la planta del organismo. Lo que señalan es que si con 413 personas no hubo prácticamente necesidad de contratar consultorías externas, menos debería haberlo con más 700 personas.

Turnos intercalados   

La situación es tan llamativa que generó una complicación edilicia en el ente. Como todo el personal del Enargas que trabaja en Suipacha 636 (CABA) no entra en ese edificio, Bernal implementó una modalidad de presencia intercalada. Una parte del personal va unos días y la otra trabaja presencialmente el resto de las jornadas. Esto es porque si tuviese que asistir todo el personal al mismo tiempo no entrarían físicamente en las oficinas del edificio.

Esta situación generó también un entredicho entre Bernal y el área de Recursos Humanos, porque esta última quería volver al esquema de presencialidad completa y el titular del ente no aceptó.

Pedido de informes

Además de provocar diferencias dentro del cristinismo, el tema no es ajeno a la política nacional dado que, por ejemplo, el diputado Gustavo González (PRO – Juntos por el Cambio) elevó un el pedido de informes a la secretaría de Energía y a los entes reguladores.

Informe la evolución de los presupuestos de Enre y Enargas, personal permanente y temporario, contratos de consultoría, auditorías externas y contratos con universidades detallando, nombre de la Universidad, objeto y estado de situación del trabajo y profesionales intervinientes en cada uno”, señala el pedido de informe de González, que tiene las firmas de los diputados Juan Manuel López (CC), Omar De Marchi (PRO), Francisco Sánchez (PRO), Ana Clara Romero (PRO) y Juan Carlos Polini (UCR). También pide el número de auditorías realizadas por los entes reguladores desde el 17 de marzo de 2020, cuando asumió Bernal, hasta la fecha.

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Energía encara el empadronamiento de usuarios para segmentar los subsidios

La Secretaría de Energía de la Nación, en la órbita del ministerio de Economía, instruyó a la Subsecretaría de Planeamiento Energético para “instrumentar la Segmentación de Subsidios a Usuarios y Usuarias residenciales de los servicios públicos de energía eléctrica y gas natural por red” establecida en el decreto 332/2022 (del 16 de junio último).

Dicha Subsecretaría, a cargo de Santiago López Osornio, determinará la forma en la que se conformará el padrón informático de beneficiarios y beneficiarias del régimen de subsidios en las facturas y su administración. Y por ello establece los procedimientos para identificar la capacidad de pago de los usuarios y las usuarias de estos servicios.

Asimismo, la cartera a cargo de Darío Martínez instruyó a la Subsecretaría de Coordinación Institucional de Energía para que “proyecte y suscriba los convenios con los poderes concedentes de servicios públicos análogos en Jurisdicciones Provinciales o Municipales”, a fin de implementar la referida segmentación de subsidios en los términos que coordine con la Subsecretaría de Planeamiento Energético.

Tales instrucciones emanan de la resolución 467/2022 de la S.E. publicada en el Boletín Oficial por la cual se instruye a Planeamiento Energético “a constituir, poner en funcionamiento y mantener actualizado el Registro de Acceso a los Subsidios a la Energía (RASE)” según lo establecido en el decreto 332/2022, “teniendo como base las declaraciones juradas a ser presentadas por los usuarios y las usuarias de los servicios energéticos”.

No obstante, la citada subsecretaría podrá requerir a los Organismos correspondientes, con la periodicidad que determine, los cruces de información necesarios con el fin de administrar adecuadamente el régimen de segmentación, se puntualiza.

Los usuarios y las usuarias beneficiarios de programas sociales nacionales de transferencia monetaria como Asignación Universal por Hijo para Protección Social (AUH), Asignación Universal por Embarazo para Protección Social (AUE), AUD, Programa de Respaldo a Estudiantes Argentinos (PROGRESAR), Programa Nacional de Inclusión Socio-Productiva y Desarrollo Local (POTENCIAR TRABAJO) y otros similares, podrán ser incluidos en el padrón de beneficiarios y beneficiarias por la Subsecretaría de Planeamiento Energético en el “Nivel 2 – Menores Ingresos”, sobre la base de la información con la que cuenta el Estado Nacional en sus registros.

Asimismo, la Resolución 467 establece que las prestadoras del servicio público correspondiente y la Administración Nacional de la Seguridad Social (ANSES), a través de sus oficinas, 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.

La Subsecretaría de Planeamiento Energético podrá disponer o acordar que otros organismos o instituciones faciliten también dicho trámite en forma ágil y gratuita, señala la misma resolución.

El padrón de beneficiarios y beneficiarias del régimen de subsidios será informado por la Subsecretaría de Planeamiento Energético al Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE), al Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS), a los demás entes reguladores, autoridades provinciales “para su implementación y comunicación a los usuarios y las usuarias que correspondan, de acuerdo con lo que determine el procedimiento que a tal efecto dicte dicha Subsecretaría con la colaboración de la Secretaría de Innovación Tecnológica del Sector Público”.

La Subsecretaría de Planeamiento Energético podrá requerir la información y/o documentación que estime necesaria y pertinente para proseguir con el proceso de segmentación a las distintas dependencias y organismos del Sector Público Nacional, los que deberán responder en los plazos y modos que dicha Subsecretaría establezca y acuerde.

La Declaración Jurada para acceder a los subsidios a usuarias y usuarios residenciales de los servicios públicos de luz y gas natural por red “estará disponible en formato digital en el sitio web https://www.argentina.gob.ar, para asegurar su despliegue seguro, ágil y gratuito en todo el país”, según lo determine la Subsecretaría de Planeamiento Energético y establezca la Secretaría de Innovación Tecnológica de la Jefatura de Gabinete de Ministros.

La Declaración Jurada será accesible desde dispositivos móviles, computadoras personales, en oficinas de atención al público de las prestadoras del servicio correspondiente, de la Administración Nacional de la Seguridad Social (ANSES), y aquellas que al efecto informe la Subsecretaría de Planeamiento Energético.

El formulario de Declaración Jurada podrá ser modificado por la Subsecretaría de Planeamiento Energético a fin de agilizar u optimizar la información que se requiera para el mejor funcionamiento del sistema.

Para los usuarios y las usuarias de los servicios públicos de distribución de electricidad y gas por redes de la zona definida en la Ley 23.272 (Zonas Desfavorables), el nivel de ingresos establecido en el decreto 332/2022, para el Nivel 1 “Mayores Ingresos” (que dejará de tener tarifa subsidiada), se acrecentará por el porcentaje establecido en el artículo 30 de la Ley del Impuesto a las Ganancias y sus modificaciones.

La Subsecretaría de Planeamiento Energético definirá los mecanismos y acreditaciones necesarios para adquirir la condición de “Usuario o Usuaria Residencial del Servicio” tal como lo establece el decreto 332/2022.

Las declaraciones juradas presentadas de acuerdo con lo establecido en la resolución 467 conformarán la base de datos del Registro de Acceso a los Subsidios a la Energía (RASE).

Entonces, el nivel de subsidios correspondiente a la solicitud presentada se determinará de acuerdo con los parámetros fijados en el decreto 332/2022 “con base en la información declarada por los usuarios y las usuarias hasta tanto la Subsecretaría de Planeamiento, a través de la información con la que cuentan los organismos del Estado Nacional, cruce la información vertida en las declaraciones juradas”.

El informe del nivel de subsidios correspondiente al hogar de acuerdo con los parámetros fijados en el decreto 332/2022, será notificado a los solicitantes mediante el domicilio virtual constituido a tal fin.

Los usuarios y/o las usuarias solicitantes del beneficio (subsidio) podrán requerir la reconsideración mediante el formulario que se encuentre disponible en el sitio web https://www.argentina.gob.ar/, el que podrá ser modificado por la Subsecretaría de Planeamiento Energético de considerarlo conveniente para facilitar la gestión. Las solicitudes de reconsideración podrán incorporar información complementaria a tales efectos, se puntualiza en la resolución.

La Subsecretaría de Planeamiento Energético determinará el mecanismo de análisis y resolución de las reconsideraciones, así como, en caso de corresponder, su incorporación al RASE.

En un contexto en el cual la cuestión de la segmentación y el criterio a aplicar fue motivo de cierta controversia en el ámbito del gobierno, la resolución ahora oficializada insiste en destacar-puntualizar que “la Subsecretaría de Planeamiento Energético deberá gestionar, operar, solicitar, brindar, poner a disposición, cruzar, complementar, consolidar, y organizar, y en general administrar toda la información necesaria, por si o por terceros, o instruir que esto se haga, directa o indirectamente, emitiendo y notificando a los organismos públicos correspondientes”.

Asimismo, se hace hincapié en que esta Subsecretaría “deberá realizar el diseño integral y la gestión de la Segmentación de Subsidios a Usuarios y Usuarias residenciales de los servicios públicos de energía eléctrica y gas natural por red” y que “a tal fin deberá emitir las normas e instrucciones correspondientes y, en particular:

a.-  la vinculada con la presentación ante las Prestadoras, de los servicios energéticos que corresponda de la declaración jurada de aquellos usuarios y aquellas usuarias que no la hubieren podido completar electrónicamente.

b.- la vinculada con los procesos, modos, periodos y mecanismo de facturación de las prestadoras del servicio público respectivo, de tal forma que el titular o usuario vea materializado en su factura el subsidio que le corresponde de acuerdo con la categorización que tenga en el RASE.

c.- la concerniente a la resolución de los reclamos que efectúen los titulares o usuarios en razón de su categorización.

“El procedimiento recursivo será sustanciado por la Subsecretaría de Planeamiento Energético. Mientras dicho reclamo, no esté resuelto, el titular o usuario reclamante mantendrá la categorización solicitada”, señala la Resolución 467.

El RASE informará a los entes y autoridades provinciales, los datos de los servicios comprendidos en los Niveles 2 y 3 del régimen de segmentación establecido en el decreto 332/2022 con la periodicidad que se defina a tal efecto.

Los entes (reguladores), y autoridades provinciales deberán informar el segmento correspondiente a cada suministro a las Distribuidoras y Subdistribuidoras de servicios energéticos, quienes deberán utilizar esa información para realizar la facturación del servicio correspondiente que refleje la categoría especifica contenida en el RASE, y además informarán a los usuarios y las usuarias.

La nueva resolución puntualiza que “las personas usuarias identificadas en el Nivel 1 según el decreto 332/2022 tendrán a su cargo  i) el pago del costo pleno de la energía y potencia de la electricidad, y  ii) el pago del costo promedio ponderado del gas que se utiliza para abastecer a la demanda prioritaria”.

Al respecto, se estableció que la Subsecretaría de Planeamiento Energético, “con previa intervención de las áreas competentes de la Subsecretaría de Energía Eléctrica y de la Subsecretaría de Hidrocarburos, establecerá un mecanismo gradual de asunción plena del costo del componente Energía en tercios bimestrales. En el caso del Gas, ese costo no podrá ser superior al promedio de todas las regiones”.

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El gobierno argentino prorrogó la convocatoria de renovables y almacenamiento

El Gobierno Nacional prorrogó la fecha límite para presentar las Manifestaciones de Interés para desarrollar “integralmente” proyectos de infraestructura que permitan incorporar más renovables y almacenamiento de energía en diversos puntos de la red del Sistema Argentino de Interconexión (SADI). 

Y tal como días atrás adelantó Energía Estratégica, la convocatoria de la Res. SE 330/22 se extendió hasta finales de julio, precisamente hasta las 18 horas del jueves 21 de dicho mes. 

“Considerando el interés manifestado y las solicitudes efectuadas por distintos actores, entre las que se destaca la de Asociación de Generadores de Energía Eléctrica de la República Argentina (AGEERA), se prorroga el plazo establecido”, detalla la nueva disposición que ya tiene la firma del Secretario de Energía, Darío Martínez

Cabe recordar que la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico SA (CAMMESA) elaboró un informe sobre los nodos con requerimiento de generación local, la necesidad de despacho, estacionalidad y la incidencia de las renovables en los nodos con generación térmica.

Por lo que el objetivo de las MDI es disminuir y/o eliminar restricciones de abastecimiento, sustituir generación y/o importación forzada y/o aquella que difiera las necesidades de obras de infraestructura, con tal de contribuir a una mayor sustentabilidad ambiental, social y económica en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM). 

Sumado al hecho de favorecer al aumento de la confiabilidad en SADI, promover la “articulación productiva”, tanto a nivel provincial como regional, y la incorporación de renovables en el país para alcanzar los objetivos fijados en la Ley N° 27191 y en los planes de transición energética.

Y según pudo averiguar este portal de noticias, a la fecha se habrían presentado tres manifestaciones de interés para desarrollar proyectos renovables y/o de almacenamiento de energía.

De todos modos, se desconoce qué sucederá con aquellos proyectos que se propongan, dado que aún no se brindaron detalles sobre el mecanismo licitatorio a utilizar en el futuro.

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Cuáles son los tres puntos que precisó la Secretaría de Energía sobre la segmentación de tarifas

La Secretaría de Energía publicó hoy en el Boletín Oficial la Resolución 467/2022, con la que buscó aclarar una serie de puntos vinculados a la segmentación de tarifas, un proceso que avanza más lento de lo previsto. Entre los principales puntos que surgen de la normativa se destacan:

Se transfiere toda la responsabilidad de llevar adelante la instrumentación de la segmentación de subsidios a usuarios residenciales a la Subsecretaría de Planeamiento Estratégico, que depende de Santiago López Osornio, el único funcionario del área que responde políticamente al ministro de Economía, Martín Guzmán. En los hechos eso implica que la voz cantante de todo el proceso, en términos administrativos y de coordinación, estará indirectamente bajo la órbita del Palacio de Hacienda. «Las cuestiones vinculadas a la segmentación, como el procesamiento y administración de la información, diseño y puesta en marcha y funcionamiento del RASE, así como también la definición de la estrategia y distribución de roles de cada actor (entes, distribuidoras, Anses, Sintys, entre otros) estará a cargo de la Subsecretaría de Planeamiento Estratégico. Hasta ahora nadie estaba a cargo formalmente de esas tareas», explicaron allegados a Energía. Se eleva el límite para ingresar en el Nivel 1– que nuclea a aquellos usuarios que tendrán a su cargo el costo pleno del servicio- a las provincias que integran la Zona Desfavorable de la Patagonia debido a las variaciones de costos de vida. Eso significa que el piso de ingreso definido para el segmento de mayor poder adquisitivo —que según el Decreto 332, será equivalente a 3,5 canastas básicas— se acrecienta de la misma forma que prevé la Ley del Impuesto a las Ganancias pata la deducción especial para las personas que viven en Zona Patagónica. En los hechos, pasarán a pagar la tarifa plena de gas y electricidad aquellos usuarios de la región que ganen más de $ 400.000 netos por mes y no quienes superen los 350.000 pesos como en el resto del país. Se aclara que el formulario del Registro de Acceso a los Subsidios a la Energía (RASE), para solicitar la continuidad de los subsidios en los servicios de gas y electricidad, estará vigente en los próximos días y tendrá como base las declaraciones juradas a ser presentadas por los usuarios, las cuales estarán disponibles en formato digital en el sitio web www.argentina.gob.ar.

Asimismo, se comunicó que las prestadoras de servicios públicos y la Administración Nacional de la Seguridad Social (ANSES) “deberán realizar la atención presencial facilitando la carga digital (de la Declaración Jurada) para aquellas personas que no tienen acceso a la tecnología, con el fin de universalizar el acceso en todo el territorio nacional”.

Mediante la resolución firmada por el secretario de Energía, Darío Martínez, se detalló que el padrón de los beneficiarios del régimen de subsidios “será informado por la Subsecretaría de Planeamiento Energético al Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE), al Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS), a los demás entes reguladores y autoridades provinciales para su implementación”

En este sentido, se informó que “la Subsecretaría de Planeamiento Estratégico podrá requerir a los organismos correspondientes, los cruces de información necesarios con el fin de administrar adecuadamente el régimen de segmentación”.

Además, desde el Gobierno aseveraron que “los usuarios que soliciten el beneficio podrán requerir la reconsideración” a través del mismo sitio de dónde se podrán descargar los formularios del RASE.

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“La expo de la gente”: del 12 al 14 de octubre se realizará la Exposición Internacional San Juan Minera 2022

Será la novena edición de este reconocido evento que conecta cada dos años a todo el sector minero nacional, regional e internacional en una de las provincias más relevantes para el desarrollo de esta industria como es el caso de San Juan, la jurisdicción con mayor índice de confianza inversora en Latinoamérica.

La exposición contará con un sector al aire libre para grandes maquinarias y carpas con stands para exhibición de productos y servicios mineros, lo que permitirá a todos los interesados tomar contacto directo con posibles clientes y establecer las bases para nuevos negocios desde el predio Costanera Complejo Ferial, en la localidad de Chimbas.

Además, se realizarán rondas de negocios exclusivas para auspiciantes y expositores en modalidad 1 a 1, y el encuentro incluirá conferencias de actualidad minera, talleres y capacitaciones para jóvenes, actividades informativas, espectáculos y entretenimientos en vivo para hacer de la exposición un espacio de integración y encuentro, con entrada libre y gratuita y múltiples beneficios para empresas durante las tres jornadas.

Para conocer más de la exposición, contáctese con Panorama Minero en:

informes@panorama-minero.com

www.panorama-minero.com

www.exposanjuan.com.ar

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El ministro de Energía Claudio Huepe presentará las oportunidades de inversión en Chile durante Latam Future Energy

Claudio Huepe, ministro de Energía del gobierno de Chile, confirmó su participación en «Latam Future Energy Southern Cone Summit», el evento que convoca a los líderes del sector energético regional para impulsar la transición energética.

Chile es ejemplo en medidas de mitigación y adaptación. La Ley Marco de Cambio Climático (PLMCC) entró en vigencia este mes reforzando los objetivos que tiene el país en materia medioambiental y estableciendo su meta de carbono neutralidad a más tardar para el año 2050.

Al respecto, el ministro Claudio Huepe reconoce que “en el sector energético esto contempla una ambiciosa reducción de emisiones pasando de 130 millones a 65 millones tonCO2eq ese año”.

Para lograrlo, las energías renovables y el hidrógeno verde se destacan en la planificación de la política energética de la actual administración.

Hasta el momento, el mayor porcentaje del parque de generación operativo corresponde a las energías renovables (18485 MW), siendo la fotovoltaica la que más aporte realiza con 6616 MW de capacidad instalada. Pero aún queda un gran camino por recorrer.

Visto aquello, esta autoridad de la cartera energética compartirá las oportunidades de inversión en Chile en el marco de «Latam Future Energy Southern Cone Summit».

ASISTIR

En concreto, 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.

Todos los interesados en asistir aún pueden acceder a un descuento preferencial tanto en la entrada del día 1 como del día 2, adquiriéndolas antes de este viernes 1 de julio. El acceso es limitado, se recomienda reservar la suya a la brevedad.

ADQUIRIR ENTRADA

A este gran evento y conferencia de dos días también asistirán otros referentes del sector público de esta administración y las precedentes. Confirmaron su participación:

Guillermo Soto – Jefe División Energía Sustentable – Ministerio de Energía; 

Gabriela Manríquez Roa – Coordinadora de Política Regulatoria – Ministerio de Energía Chile; 

Marco Antonio Mancilla – Secretario Ejecutivo Subrogante – Comisión Nacional de Energía; 

Ernesto Huber – Director Ejecutivo – Coordinador Eléctrico Nacional; 

Ana María Ruz – Green Hydrogen Specialist – CORFO; 

Sebastián Aylwin Correa – Jefe de Evaluación Ambiental – Ministerio del Medio Ambiente;

Juan Carlos Jobet – Exministro de Energía de Chile

Andrés Rebolledo – Ex Ministro de Energía de Chile

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360 Energy coloca ON por US$ 20 millones para construir un parque solar en La Rioja

360 Energy, una compañía de capitales argentinos, completó el lanzamiento de su primer Obligación Negociable (ON) verde en el mercado local y emitió US$ 20 millones a una tasa anual de 1,25%. El monto obtenido será destinado a la construcción de la primera etapa del parque solar 360 Energy Solar La Rioja, que tendrá 25 MW de potencia instalada y estará ubicado en la localidad de Nonogasta en provincia de La Rioja. La energía solar generada estará destinada al Mercado a Término de Energía Eléctrica de Fuente Renovable (Mater).

La compañía de energía solar pretendía conseguir US$ 15 millones en el mercado local, pero recibió ofertas por más de US$ 38 millones, según explicó 360 Energy en un comunicado. Finalmente, emitió US$ 20 millones de ON alineadas a los cuatro principios de bonos verdes del ICMA – Asociación Internacional de Mercado de Capitales-. Por este motivo, la calificadora de riesgo Fix (afiliada de Fitch ratings) consideró a las ON de 360 Energy como Bono Verde BV1 (la mayor calificación en Argentina) y con un riesgo A+.

La construcción del nuevo parque solar de 360 Energy en La Rioja está prevista para iniciar en agosto. La compañía cuenta con más de 200 MW construidos en la Argentina en parque solares propios y para terceros. Actualmente opera siete parques solares en las provincias de San Juan, La Rioja y Catamarca por una potencia pico superior a 120 MW. Además, la compañía continúa trabajando en innovación, ya que está instalando las primeras baterías de almacenamiento a gran escala en uno de sus parques solares de San Juan.

ON

La Obligación Negociable de 360 Energy se colocó en Bolsas y Mercados Argentinos (BYMA) y Mercado Abierto Electrónico (MAE), en dólar Linked Clase 1 y a un plazo de 42 meses. La amortización se realizará en 10 cuotas trimestrales a partir del mes 15 y tendrá una tasa de 1,25%. La fecha de vencimiento es el 29 de diciembre de 2025.

360 Energy fue adjudicado en más de 200 MW de potencia a través de los programas de energías renovables Genren y RenovAr. La compañía construyó y opera los parques solares Cañada Honda/Chimbera en la provincia de San Juan; Nonogasta I en La Rioja; Fiambalá, Tinogasta I y II y Saujil I en la provincia de Catamarca. Se suma la construcción de los parques Ullum I, II y III (San Juan) para la empresa Genneia y en fase de construcción del parque solar Zonda I (100 MW) para YPF Luz.

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Mar del Plata: Varias empresas ya comienzan a capacitar a sus trabajadores por la exploración petrolera

Asi lo adelantaron desde la Unión Obrera Metalúrgica (UOM). En el sindicato rememoraron que se estableció que el 78 por ciento de la mano de obra que genere la industria petrolera debe ser oriunda de Mar del Plata. “Tenemos que ocuparnos de que los trabajadores estén capacitados porque sino van a llegar otros de afuera”, dijo el titular marplatense de la UOM, José Luis. Hay algunas empresas de Mar del Plata que comenzaron con capacitaciones de personal para poder afrontar las demandas que traerá la industria petrolera, luego de la prospección sísmica que está prevista que arranque en marzo del […]

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El presidente mantuvo un encuentro bilateral con el primer ministro de Reino Unido, Boris Johnson

El presidente Alberto Fernández mantuvo hoy un encuentro bilateral con el primer ministro de Reino Unido, Boris Johnson, a quien transmitió el pleno compromiso argentino para reanudar el diálogo y las negociaciones de soberanía sobre las Islas Malvinas. Durante la reunión, que tuvo lugar en el Tea Lounge del complejo Schloss Elmau, donde se desarrolla la Cumbre del G7, el jefe de Estado subrayó además la apuesta inclaudicable de Argentina por la paz, el fin del colonialismo y la vigencia del derecho internacional. En esa línea, el mandatario argentino transmitió a Johnson la importancia del restablecimiento de los vuelos regulares […]

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Las Chilcas: la inversión que dejará al establecimiento con una capacidad única en Argentina

Tras firmar un acuerdo con el Gobierno de Córdoba, la firma cordobesa potenciará la producción bajo una economía circular La empresa cordobesa Las Chilcas comenzará a producir biocombustible a base de maíz y soja. De esta manera, este establecimiento podría convertirse en uno de los pocos espacios del país con capacidad de producir dos tipos de biocombusitble en un contexto marcado por la crisis energética. Para tal fin, Las Chilcas firmó un convenio con el Gobierno de Córdoba –que busca impulsar la creación de 20 plantas de biodiesel- el cual se basa en el Programa de Autoconsumo de Biodiésel 100% […]

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Mendoza: Economía e Irrigación coordinan plan de inversión para pequeñas obras hídricas y equipamiento de inspecciones de cauce

El ministro de Enrique Vaquié mantuvo una reunión con el superintendente general de Irrigación, Sergio Marinelli, para complementar los fondos que Nación comprometió para fortalecer el sistema de riego mendocino. Tras las gestiones realizadas en Buenos Aires por el ministro de Economía y Energía, Enrique Vaquié, Mendoza contará con un total de $300 millones para mejorar el manejo de cauces. Luego de confirmarse el dato, el titular de la cartera económica provincial se reunió con el superintendente general de Irrigación, Sergio Marinelli, para evaluar la posibilidad de que la Provincia sume $200 millones más con el objetivo de impermeabilizar cauces […]

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En Ecuador el Presidente anunció disminución a gasolina y diésel

El presidente Guillermo Lasso anunció el domingo una reducción de los precios de la gasolina extra, eco país y diésel en 10 centavos el galón, una disminución que se queda corta a la exigida por el sector indígena que cumple 14 días de iniciar un paro. La Confederación de Nacionalidades Indígenas del Ecuador (CONAIE), a través de su principal dirigente, Leonidas Iza, exige el cumplimiento de una agenda de 10 puntos, entre los cuales el principal establece la reducción del precio de la gasolina extra de 2,55 a 2,10 dólares el galón y del diésel de 1,90 a 1,50. “Todos […]

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Argelia: Descubren el mayor yacimiento de gas en 20 años

Ayer el país arabe comunicó el descubrimiento de un nuevo yacimiento de “entre 100 y 340 mil millones de metros cúbicos condensados”. Argelia está en la mira de los países europeos que buscan diversificar sus fuentes energéticas ante la dependencia del gas ruso, desde que comenzó la invasión de Ucrania. La empresa estatal argelina de hidrocarburos informó en un comunicado: “Sonatrach anuncia hoy que ha evidenciado un importante potencial hidrocarburífero en el yacimiento de Lias Carbonate -LD2- en el perímetro de explotación de Hassi R’Mel”. “Estos volúmenes constituyen una de las mayores revalorizaciones de reservas ocurridas durante los últimos 20 […]

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India: Baker Hughes comenzará a extraer energía geotérmica de pozos de hidrocarburos

La compañía ha firmado un contrato con Cairn Oil & Gas, el productor privado de petróleo y gas más grande de la India, para extraer energía geotérmica de pozos de petróleo y gas. Serían alrededor de 2,4 MW de energía geotérmica suficiente para compensar 17.000 toneladas de gases de efecto invernadero al año. La misma seria extraida de pozos de petróleo y gas reutilizados en aquel país gracias al proyecto de Baker Hughes y Cairn Oil and Gas. Esta actividad se desarrollará alrededor del campo Raageshwari Deep Gas en Rajasthan. Se esperan unos 2,4 MW de electricidad de este proyecto. […]

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Bolivia: El pago de regalías de hidrocarburos se hará en una sola cuota mensual

Desde el Ministerio de Hidrocarburos y Energía piden no malinterpretar el procedimiento de cálculo de distribución de las regalías para no perjudicar ni entorpecer el proceso de actualización llevado a cabo por Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB). Los volúmenes producidos por los reservorios atravesados con el pozo Margarita X-10 estarán consignados a partir de la Certificación de la Producción. El Ministerio de Hidrocarburos y Energía dijo recientemente que el pago de regalías es efectuado en una sola cuota mensual dentro de los 90 días de finalizado el mes de producción, en base a la certificación. “(Se) aclara a la opinión […]

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Colombia publicará el plan de asignación de áreas marinas para parques eólicos antes de agosto

El pasado 4 de mayo, el Ministerio de Minas y Energía publicó el “Otorgamiento de Permisos de Ocupación Temporal sobre áreas marítimas” (ver), documento que estuvo sometido a consulta pública durante 15 días (hasta el 19 de mayo).

Entre otras cosas, el borrador de resolución fija que el administrador de las asignaciones será la DIMAR “o el tercero que sea designado”; establece que las adjudicaciones de áreas marinas para el desarrollo de proyectos eólicos se harán a través de distintas rondas; y propone un esquema de ponderaciones para la selección de emprendimientos (ver al pie).

En diálogo con Energía Estratégica, Miguel Lotero, viceministro de Energía de Colombia, confía que sobre el final de esta semana se enviará la resolución definitiva del “Otorgamiento de Permisos de Ocupación Temporal sobre áreas marítimas” a la Superintendencia de Industria y Comercio (SIC).

Allí, la autoridad de competencia hará una revisión y podría expedir sugerencias, las cuales serán acogidas. Luego de ese proceso, el documento final será publicado.

“Si hay recomendaciones, la idea es que puedan ser incorporadas en el menor tiempo posible”, enfatiza Lotero.

Miguel Lotero, viceministro de Energía de Colombia

Consultado sobre cuándo podría ser publicado, el viceministro considera que será “dentro del actual periodo de gobierno” de Iván Duque, es decir, antes del 7 de agosto.

“Hay mucho interés del mercado. Recibimos más de 400 comentarios de las principales empresas que están desarrollando este tipo de proyectos a nivel mundial”, resalta la máxima autoridad en energía de Colombia respecto a la participación de las compañías sobre el borrador.

El borrador

Entre otras cosas, el documento indica que el administrador de las asignaciones será la DIMAR “o el tercero que sea designado” por esta institución.

Las adjudicaciones de áreas marinas para el desarrollo de proyectos eólicos se harán a través de distintas rondas, a partir de las cuales las empresas podrán obtener un “Permiso de Ocupación Temporal”. El proceso se desarrollará en las siguientes fases:

Publicación de Pliegos y Bases de Condiciones Específicas del proceso.
Habilitación.
Nominación de áreas.
Presentación de ofertas.
Evaluación de las ofertas y selección del adjudicatario.
Formalización de la adjudicación.

En sus propuestas, las empresas deberán indicar, entre otras cosas, la capacidad instalada en MW (que debe ser mínimo 200 MW) y la densidad en MW por kilómetro cuadrado (MW/km2), que deberá ser mínimo 3 MW/ km2. Luego, las ofertas serán analizada bajo un esquema de poderaciones, expresado de la siguiente manera:

Fuente: Ministerio de Minas y Energía

Una vez que se den las asignaciones, la DIMAR formalizará el Permiso de Ocupación Temporal a través de un acto administrativo dentro de los 15 días siguientes a la adjudicación. El Permiso de Ocupación Temporal:

a) Incluirá la descripción exacta de la ubicación, linderos y extensión de los bienes de uso público otorgados, con su correspondiente plano de localización.

b) Será únicamente sobre el área que el proponente presentó en la oferta.

c) Tendrá una duración máxima será de cinco años.

d) Incluirá las actividades que el proponente desempeñará bajo la figura de Permiso de Ocupación Temporal, que serán las relacionadas con medición y recolección de datos e información para establecer la viabilidad del proyecto y, de existir viabilidad, las actividades necesarias para la obtención de licencias y permisos para la construcción del proyecto de generación de energía eólica costa afuera.

e) Otorgará exclusividad sobre el área para el estricto desarrollo de las actividades descritas en el literal anterior y para actividades relacionadas con la generación de Energía eólica costa afuera.

Una vez se otorgue por parte de la DIMAR el Permiso de Ocupación Temporal, quienes requieran conexión al Sistema Interconectado Nacional (SIN), podrán ser priorizados por la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME).

“El Permiso de Ocupación Temporal podrá convertirse en una Concesión cuando el proponente, habiendo cumplido los términos y obligaciones del Permiso, lo solicite ante DIMAR, y presente de forma satisfactoria de acuerdo con la normativa que regula la materia, la documentación, permisos y licencias necesarios para la construcción del proyecto”, indica el proyecto de resolución.

Requerimientos para participar

Habilitación técnica:

a) Haber participado en al menos 3 de las siguientes áreas de desarrollo de un proyecto de energía eólica costa afuera de mínimo 200 MW: i) planificación; ii) diseño; iii) selección y contratación de proveedores; iv) ejecución; o v) control de calidad.

Esta experiencia debe acreditarse para un proyecto completamente instalado y en operación, en cualquier parte del mundo, que haya cumplido con los requerimientos locales y que haya inyectado energía a la red. Estas actividades deben haberse realizado dentro de los últimos 10 años.

b) Haber participado en al menos 3 de las siguientes áreas de desarrollo de una subestación que conecte un parque eólico costa afuera de mínimo 50MW: i) planificación: ii) diseño; iii) selección y contratación de proveedores; iv) ejecución; o v) control de calidad.

Esta experiencia debe acreditarse para una subestación que conecte un parque eólico costa afuera completamente instalado y en operación, en cualquier parte del mundo, que haya cumplido con los requerimientos locales. Estas actividades deben haberse realizado dentro de los últimos 10 años.

c) Contar con un certificado de HSE bajo una acreditación de reconocimiento internacional y aceptada en países de la OCDE.

d) Contar con un certificado de gestión de riesgo bajo una acreditación de reconocimiento internacional y aceptada en países de la OCDE.

Habilitación financiera:

a) Cupo de crédito o carta de crédito stand by por un monto igual o superior a $600 millones de dólares de los Estados Unidos de América, acreditado por una entidad financiera nacional o internacional que cumpla con los requisitos de idoneidad que defina el Administrador.

Para verificar este requisito el Administrador del Proceso Competitivo podrá solicitar los estados financieros auditados y certificados de capacidad de endeudamiento emitidos por entidades financieras, entre otros.

Este requisito podrá demostrarse en uno de los integrantes del Proponente, en cuyo caso la participación de este no podrá ser inferior a un porcentaje que defina el Administrador.

En caso de que este requisito se demuestre de forma acumulada por varios integrantes del Proponente, se tendrá en cuenta el porcentaje de participación de cada uno de los miembros de acuerdo con lo que defina el Administrador.

b) Calificación crediticia de BBB- o superior, según la calificación Standard & Poor’s y Fitch, o Baa3 o superior, según la calificación de Moody’s o un equivalente de acuerdo con la calificación de otra firma internacionalmente reconocida.

El integrante del Proponente que acredite este requisito deberá tener una participación mínima que será definida por el Administrador. Todo lo anterior puede demostrarse mediante certificados expedidos en Colombia o en el extranjero por la autoridad o entidad competentes.

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Por primera vez, firma privada obtiene licencia para producción y transporte de energía independiente en Paraguay

Se realizó la firma de la primera licencia para producción y transporte de energía independiente que se otorga a una firma privada en Paraguay. Se trata de Paracel S.A., empresa paraguaya que muy pronto operará una planta de celulosa de eucalipto de clase mundial.

Esta licencia fue coordinada a través del Ministerio de Obras Públicas y Comunicaciones (MOPC) y firmada por los titulares del Ministerio de Hacienda, Ministerio del Ambiente y Desarrollo Sostenible (MADES), Administración Nacional de Electricidad (ANDE), Ministerio de Industria y Comercio (MIC).

La planta producirá 220 MW de energía renovable a partir de biomasa forestal, un combustible no fósil que impulsará el consumo de energía de la planta y más. El exceso de energía estará disponible para la red eléctrica y, por lo tanto, proporcionará energía limpia para la región periférica. A modo de ejemplo, el exceso de energía limpia, que rondará los 100 MW, equivale al consumo de una ciudad de unos 200.000 habitantes.

En ese contexto, el ministro de Obras Públicas, Arnoldo Wiens, celebró este hecho como un esfuerzo en el marco de la Política Energética Nacional, principalmente para diversificar la matriz energética en la oferta y la demanda, incorporando la eficiencia energética.

“Hoy celebramos con mucho orgullo la incursión de Paracel S.A. al sector energético en la figura de cogenerador, otorgándole la Licencia Definitiva de Cogeneración, para la generación de energía eléctrica”, destacó Wiens.

La fábrica se ubicará en el departamento de Concepción, al margen del río Paraguay y a 20 km del centro urbano de la ciudad de Concepción. Se prevé que su construcción inicie durante el segundo semestre de 2022 sobre una superficie con más de 180.000 hectáreas de terreno, en los que tiene previsto plantar 140 millones de árboles de eucalipto, 80% de lo requerido por la fábrica y, adicionalmente, 20% a través de la compra a pequeños productores locales.

Paracel espera crear unos 4.000 puestos de trabajos directos en la planta industrial, en el puerto y en las plantaciones y 36.000 empleos indirectos e indirectos-indirectos para las personas de la región de Concepción.

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360Energy consigue USD 20 millones para financiar parque solar en La Rioja

360Energy completó exitosamente el lanzamiento de su primer Obligación Negociable Verde en el mercado local, donde se proponía conseguir 15 millones de dólares y recibió ofertas por más de USD 38 millones. La emisión se realizó finalmente por USD 20 millones a una tasa anual del 1,25%.

Las obligaciones negociables emitidas se encuentran alineadas a los cuatro componentes principales de los principios de bonos verdes del ICMA – Asociación Internacional de Mercado de Capitales-, por ello Fix (afiliada de Fitch ratings) calificó a las ON de 360Energy como BONO VERDE BV1 (la mayor calificación en Argentina) y riesgo A+.

La ON de 360Energy Solar S.A. se colocó bajos las siguientes condiciones:

ON Dólar Linked Clase 1.
Monto nominal ofrecido: USD 38.375.024
Monto nominal a emitirse: USD 20.000.000
Plazo: 42 meses.
Amortización: 10 (diez) cuotas trimestrales a partir del mes 15.
Tasa: 1,25%
Fecha de vencimiento: 29/12/2025.
Mercados: MAE y BYMA.

La operación se realizó bajo la coordinación del Banco Itaú Argentina S.A. como organizador y colocador principal, Banco de Valores S.A. como organizador, y un consorcio de colocadores compuesto por: Itaú Valores S.A., Allaria Ledesma & Cía. S.A., Balanz Capital Valores S.A.U., Banco De Servicios Y Transacciones S.A., Invertir En Bolsa S.A., Nuevo Chaco Bursátil S.A., PP Inversiones S.A., Bacs Banco de Crédito y Securitización S.A. y Banco Hipotecario S.A.

Los montos obtenidos serán aplicados a la construcción de la primera etapa del parque solar 360Energy Solar La Rioja de 25MW de potencia instalada, localizado en Nonogasta, provincia de La Rioja, cuya energía será destinada al MATER.

La construcción del nuevo parque solar está prevista para iniciar en el mes de agosto a través del equipo técnico, logístico y humano que posee 360Energy, con gran expertise y mas de 200MW construidos en Argentina en parque solares propios y para terceros.

Actualmente 360energy posee en operación siete parques solares en las provincias de San Juan, La Rioja y Catamarca por una potencia pico superior a 120MW. Además, la compañía continúa a la cabeza de la innovación en el sector fotovoltaico, instalando las primeras baterías de almacenamiento a gran escala en uno de sus parques de la provincia de San Juan.

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Voltalia prepara un nuevo clúster solar renovable de 1,5 GW en el sureste de Brasil

Tras desarrollar sus grandes clústeres en Brasil en Serra Branca1 (potencial de 2,4 gigavatios, en el estado de Rio Grande do Norte) y Canudos2 (potencial de más de 1 gigavatio, en el estado de Bahía), Voltalia está desarrollando Arinos, una nueva planta solar clúster con un potencial de más de 1,5 gigavatios, esta vez ubicado en el sureste del país.

Con el clúster de Arinos, Voltalia se desarrolla por cuenta propia y también por cuenta de terceros. Voltalia ya ha firmado alianzas, en particular con CTG Brasil, una referencia en energía limpia en el país.

Luego de las aprobaciones, estos socios comprarán una parte significativa de los sitios solares en el clúster de Arinos una vez que se complete la fase de desarrollo de cada sitio y, por lo tanto, poco antes de que comience la construcción.

El desarrollo de grandes clusters de proyectos permite poner en común infraestructuras, redes de conexión y mantenimiento. Esto es beneficioso, especialmente para los proyectos contratados por Voltalia.

Al igual que con cada uno de los clústeres de proyectos desarrollados en Brasil (Serra Branca, Canudos y ahora Arinos), Voltalia siempre asegura un impacto positivo del proyecto en el medio ambiente y en las comunidades circundantes, por ejemplo, mediante el uso de mano de obra local.

Voltalia continuará su expansión en Brasil con un pipeline de 5,1 gigavatios de futuros proyectos en desarrollo. Voltalia sitúa el desarrollo de proyectos renovables en el centro de su ADN. Los equipos están involucrados en todas las etapas del desarrollo del proyecto, desde la evaluación del potencial y la obtención de los mejores sitios, hasta el inicio de la construcción una vez obtenidos los permisos y autorizaciones necesarios.

El objetivo es seleccionar los mejores sitios de producción de electricidad para el desarrollo. Desde su creación, Voltalia ha vendido cerca de la mitad de los proyectos desarrollados.

«Con el lanzamiento del clúster Arinos, Voltalia ha confirmado su capacidad para llevar a cabo proyectos de muy gran escala en Brasil como productor de energía y proveedor de servicios. Durante casi diez años, hemos estado desarrollando con éxito estos grandes clústeres eólicos y solares para producir energía renovable accesible al mayor número de personas, un objetivo que está en el corazón de nuestra misión», dijo Sébastien Clerc, CEO de Voltalia.

Voltalia en Brasil
Voltalia tiene una presencia significativa en Brasil con proyectos eólicos, solares, hidráulicos e híbridos en múltiples localizaciones: el parque eólico SMG en el estado de Rio Grande do Norte (108 megavatios, en operación); los proyectos híbridos Oiapoque en el estado de Amapá (23,5 megavatios, de los cuales 7,5 megavatios en construcción); el proyecto hidroeléctrico Cabui en el estado de Minas Gerais (16 megavatios, contrato obtenido en 2019); el parque eólico Canudos 1 en el estado de Bahía (99 megavatios en construcción); y el gran clúster eólico y solar Serra Branca en el estado de Rio Grande do Norte (688 megavatios de plantas de energía eólica y solar en operación, más 517 megavatios de capacidad solar en construcción).

Voltalia también es un proveedor de servicios para clientes de terceros en Brasil. Voltalia desarrolla allí sitios para la venta a terceros. Al mismo tiempo, Voltalia presta servicios de construcción y mantenimiento de instalaciones propiedad de terceros.

Finalmente, a través de su filial Helexia, el Grupo está activo en la producción descentralizada. En Brasil, Helexia está construyendo actualmente 29 unidades solares por un total de 87 megavatios en los estados de Amazonas, Rondônia, Tocantins, Mato Grosso do Sul, Paraná, Rio Grande do Sul, Sao Paulo y Ceara, cuya electricidad se venderá a su cliente Telefónica / Vivo.

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Jinko Solar, Growatt, GPM, Prime, Flux Solar y Acesol debatirán sobre PMGD en Latam Future Energy 

En Chile los Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD) acumulan grandes hitos que dan cuenta de su avance en el mercado.

Estos emprendimientos de hasta 9 MW han alcanzado en total los 1737 MW de capacidad instalada y en funcionamiento en Chile. De ese volumen el 72% de ellos (1.242 MW) son solares fotovoltaicos, seguidos por los térmicos con el 16% (277 MW); luego los hidroeléctricos, con el 9% (164 MW); y finalmente los eólicos con el 3% (54 MW).

Solo en lo que va del año 2022, los PMGD alcanzan los 50 MW de potencia instalada, con un gran protagonismo de proyectos fotovoltaicos: 47 MW solares y 3 MW térmicos. Pero aquello no sería todo.

Cabe resaltar que, de los 73 proyectos declarados en construcción durante este mes de junio, 46 son Pequeños Medios de Generación (PMG) y PMG Distribuidos (PMGD), por un total de 297,7 MW. De ellos, 42 emprendimientos que acumulan 286 MW son solares fotovoltaicos.

En atención a aquello, Latam Future Energy convocó a profesionales del sector para analizará el avance de este segmento clave del mercado y compartir sus proyecciones de negocios.

PARTICIPAR

Durante el turno vespertino de la primera jornada de Latam Future Energy Southern Cone Summit un panel tratará en específico esta temática.

Proyectos PMGD: Avances en tecnología, desarrollo, construcción y operación

Miguel Covarrubias–Gerente de Ventas Región Andes–Jinko Solar

Eduardo Solis–LATAM Marketing Manager & Product Specialist–Growatt

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

Moderadora: Teresita Vial–Directora–ACESOL

¿Qué temas se abordarán? Algunos de ellos serán: nueva tecnología, esquemas contractuales, seguridad energética, desafíos regulatorios y de infraestructura eléctrica.

Acceda a mayor información para participar de manera presencial este 6 y 7 de julio en El Golf Club 50, de la ciudad de Santiago de Chile. Hasta este viernes 1 de julio, los interesados en asistir podrán acceder a un precio preferencial en su entrada.

COMPRAR ENTRADA

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¿Cómo se pueden reducir los costos eléctricos con los sistemas de almacenamiento en México?

La serie de apagones y alzas tarifarias en México lleva a pensar en más alternativas de generación renovable y soluciones de almacenamiento con baterías para paliar los problemas energéticos y seguir en línea con la transición hacia el net zero. 

Y entre las tendencias que poco a poco toman protagonismo dentro del sector y que se prevé tenga mayor fuerza en el futuro del país, se destaca el time shifting y el peak shaving dentro de la gama del storage. 

“Es una oportunidad de negocios y tecnología que permitiría acceder a un mercado energético más grande, dada la limitación de 500 kW en generación solar distribuida (GSD), adicionalmente sin el cuello de botella actual de GSD ya que no hay un trámite al respecto”, aseguró Arturo Duhart, CEO y fundador de Sunwise. 

“Un usuario puede instalar la cantidad de potencia y energía que desee de batería. Y el impacto es que se reduce parte o completamente el concepto de Capacidad así como también se disminuye el cobro en el concepto de Energía Punta a un 50% al migrarlo de horario al Concepto de Energía Base” , agregó. 

Para ser precisos, el timeshifting implicaría tomar energía de un segmento horario y utilizarla en otro momento, ya que, según detalló Duhart, “es un estacionamiento de electrones, no un generador, simplemente un estacionamiento”. Mientras que el peak shaving permitiría anular el pico del consumo. 

Y al hacerlo bajo la regulación actual de México, se volvería cero y se reduciría el gasto monetario entre desde el 25% hasta el 40%, en promedio, según lo que explicó el especialista. 

“Con cargar energía durante la madrugada (a través del Horario más económico y menos demandado el concepto de Energía Base) y descargar la energía por la noche, se podría tener un ahorro del 50% del consumo eléctrico que va entre las 8 y 10 PM, por ejemplo”, aclaró. 

Aunque remarcó que se debe analizar la estacionalidad, ya que “en verano el consumo punta es de dos horas, pero en invierno son cuatro horas”. Por lo que, se podría dimensionar el sistema de almacenamiento para “matar” punta, siendo lo “ideal en verano” y que en invierno disminuir al 50% “para que la inversión no quede descansando durante medio año”.

Futuro del mercado 

Actualmente, el monto promedio de los sistemas de almacenamiento oscila entre USD 500 a USD 600 por KWh, dependiendo del volumen de los proyectos. Costo que podría disminuir si a futuro se implementa esta tecnología con mayor asiduidad. 

Y bajo la mirada del CEO y fundador de Sunwise, “la regulación de México (ley de la industria eléctrica) está lista para evolucionar a un mercado maduro”, como aquellos más avanzados que ya poseen sistemas con inteligencia artificial, están conectado al “API” de los entes reguladores de cada país y deciden automáticamente el momento de intercambiar energía. 

“Si no vamos a un mercado de oferta y demanda, el país continuará con subsidios y pérdidas para la empresa del estado. Intentando nivelar sus ingresos con el efecto Robin Hood en el sector energético, pero se debe terminar para que siempre rijan las mejores tecnologías y más económicas para los usuarios. Y creo que la tendencia irá hacia ese camino”, amplió Duhart. 

“En Sunwise estamos accesibilizando las herramientas de cálculo que permitirán al sector creciente de Generación solar Distribuida, accesar este nuevo modelo de negocio que liberara a clientes de Gran Demanda a obtener ahorros nunca antes vistos” concluyó.

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Ingeteam presenta nueva power station para plantas solares y sistemas de almacenamiento a gran escala

Ingeteam ya ha empezado a fabricar sus nuevas power station INGECON SUN FSK dirigidas a plantas fotovoltaicas y sistemas de almacenamiento. Dada su elevada potencia nominal, que puede llegar a alcanzar los 7,65 MW de potencia de salida en media tensión, esta solución es idónea para proyectos a gran escala.

Con esta nueva power station o centro de transformación, Ingeteam refuerza su alcance de suministro para el sector solar y el sector del almacenamiento de energía, para los que ya provee otros muchos productos y servicios.

Este nuevo diseño ha sido pensado para facilitar al máximo los trabajos de instalación y conexión en campo, ya que se suministra como solución “llave en mano” con todos los elementos colocados sobre un único full skid o plataforma de acero y conectados previamente en fábrica.

Además, esta solución puede ser transportada tanto por tierra como por mar, ya que se puede colocar directamente sobre el remolque de un camión o en  el interior de un contenedor de 40 pies, permitiendo ser instalada en cualquier lugar del mundo.

Las primeras unidades de esta power station de tipo full skid han sido fabricadas en Navarra y se están suministrando ya a varios proyectos que se están desarrollando en países como
Estados Unidos, República Dominicana o España.

Esta solución puede integrar uno o dos inversores de 1500 Vdc (fotovoltaicos o de baterías),

lo cual permite a Ingeteam adaptarse a todo tipo de configuraciones y tamaños de proyectos.

Aparte de los inversores, esta power station integra también el transformador de potencia BT/MT, el depósito de aceite del transformador, las celdas de media tensión y los servicios auxiliares, por lo que optimiza al máximo el uso del espacio disponible.

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9 países de LATAM están el top 50 mundial con mejores condiciones para desarrollar la eólica offshore

Nueve países de Latinoamérica se ubican entre los cincuenta y cuatro países “especialmente adecuados” para el desarrollo de la energía eólica offshore en el horizonte de corto (2022-2035) y largo plazo (2035-2050), según un estudioestudio realizado por la consultora británica OWC

De esos mercados categorizados, Brasil se ubica en el puesto N° 18 y es el único país de la región que se encuentra dentro de las 22 naciones identificadas (lideran Estados Unidos, Japón y Francia) con la preparación para potenciar esta tecnología en el menor lapso de tiempo estipulado 

Mientras que el resto de países de LATAM se encuentran enmarcados con posibilidades para las futuras décadas, ordenándose de la siguiente manera: Colombia (N° 3 del ranking de largo plazo – 25 en la tabla general), Chile (12 – 34), Argentina (16 – 38), México (17 – 39), República Dominicana (19 – 41), Puerto Rico (20 – 42), Costa Rica (22 – 44)y Trinidad y Tobago (28 – 50). 

Y por fuera del top 50 pero dentro del listado llevado a cabo por la consultora, se debe agregar a Uruguay (29 – 51) y Cuba (32 – 54), siendo éste el último país del ranking. 

Cabe aclarar que la consideración inicial de la escala se basó en el potencial de recursos técnicos para la energía eólica marina flotante, el consumo de energía dentro de ese mercado, impulsores técnicos y políticos, el panorama de inversión comercial y los facilitadores del mercado.

Asimismo, para el corto plazo se determinó que la eólica offshore “se consolidará en un puñado de mercados donde se han implementado proyectos de demostración y una primera ola de proyectos precomerciales y comerciales han asegurado el control del sitio”.

Y justamente Brasil ya avanzó tanto en materia regulatoria, con el decreto para fomentar la eólica marina (Decreto Nº 10.946), como en el desarrollo de proyectos, a tal punto que ya hay 54 emprendimientos en proceso de licenciamiento ambiental, los cuales totalizan 133332 MW de capacidad. 

Incluso, el gobierno prevé una licitación para octubre de este año, para que las centrales renovables en aguas jurisdiccionales del país se concreten antes del final de la década. 

En tanto que para los mercados a más largo plazo, la consultora detalló que se tratan de territorios que “no tienen objetivos políticos establecidos para la energía eólica marina”, pese a que exista interés por su desarrollo o estén detrás de una hoja de ruta de esta índole. 

Y en este caso, el grupo británico OWC explica que podrían representar “oportunidades de menor escala” y, como tales, sugiere que las políticas “deben buscar atraer suficientes inversiones”. 

“No obstante, varios de los países con puntajes más bajos son altamente especulativos, ya que tienen suficientes recursos técnicos pero carecen de iniciativas específicas de creación de mercado o facilitadores de velocidad del mercado”. 

“A pesar de eso, algunos de los países con la clasificación más baja pueden presentar oportunidades a más largo plazo, y con la combinación correcta de apoyo político y tal vez multilateral para el desarrollo, podrían representar mercados futuros para la eólica offshore”, señala el documento. 

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MEGSA-CAMMESA: 14,3 MMm3/día adicionales para la primera mitad de julio

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

Se recibieron 13 ofertas por un total de 14.300.000 metros cúbicos día y un precio promedio ponderado de 4,38 dólares por Millón de BTU.

Algunas de las condiciones principales de este concurso refieren que cada Productor sólo podía ofertar en las mismas cuencas en que fuera adjudicado en el PG. Y que el precio ofertado por cada Proveedor no podía exceder el precio obtenido en el PG para cada cuenca para el período de invierno.

Los contratos generados están destinados al aprovisionamiento entre el 04/07/2022 y el 17/07/2022.

Desde la cuenca neuquina se realizaron 9 ofertas por 9,3 millones de metros cúbicos día y precios que fueron desde 4,11 hasta 4,57 dólares el Millón de BTU.

Productores de Tierra del Fuego ofertaron 3,5 millones de metros cúbicos día y precios que fueron desde 4,23 hasta 4,28 dólares por MBTU.

Desde Santa Cruz llegó una oferta de 500 mil metros cúbicos día a un precio de 4,32 dólares el MBTU.

Desde Chubut se concretó una oferta de 1 millón de metros cúbicos día, a 4,40 dólares el MBTU.

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Nueva demanda máxima de energía en fin de semana de invierno

Como consecuencia de la ola de frío que se vive en gran parte del país, la demanda de energía eléctrica superó el 25 y 26 de junio los récords para sábado y domingo de invierno, tanto en potencia como de energía.

De acuerdo con la información de la Compañía Administradora del Mercado Eléctrico Mayorista (CAMMESA), el sábado 25 de junio a las 20:42 la potencia alcanzó los 23.376 megavatios, en tanto la demanda de energía diaria totalizó 475,2 gigavatios hora. A su vez, el domingo 26 de junio la potencia alcanzó un nuevo récord a las 21:20 con 23.535 megavatios de potencia, mientras que la demanda de energía eléctrica de todo el día llegó a 454,7 gigavatios hora.

Cabe recordar que el miércoles 22 de junio a las 20:32, se batió el récord de potencia para día hábil de invierno, con un pico de 26.062 megavatios, en tanto que el jueves 23 se superó el récord correspondiente a la demanda de energía diaria, que totalizó 517,8 gigavatios hora.

Si bien estos valores están por debajo de los récords absolutos del sistema registrados en el verano de este año, que es cuando el consumo de energía suele alcanzar sus niveles máximos, las ahora registradas superaron a las históricas de invierno, tanto para sábado como para domingo.

La potencia refiere al consumo de energía en un momento determinado, mientras que la energía es el resultado de lo demandado por el sistema durante una jornada completa.

Más Info https://cammesaweb.cammesa.com/2022/06/24/maximos-historicos-de-energia-y-potencia-estacionales/

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YPF importará 500 mil M3 de gasoil en diez embarques adicionales hasta agosto

La demanda de gasoil en el mercado local desde principios de año se sostiene en niveles históricamente altos y, en consecuencia, en los próximos 45 días YPF importará 10 barcos con un total de casi 500.000 metros cúbicos de este combustible. Esta semana arriban 2 barcos, 5 en julio y 3 en agosto.

Este gasoil se suma a la oferta de YPF con producción de sus propias destilerías, que en el trimestre abril – mayo – junio, muestra un crecimiento de 17 % respecto al mismo período de 2019.

Frente a este mercado creciente, YPF dispuso todas las acciones a su alcance para poder contribuir a dar respuesta a la situación. Como resultado de este accionar, en la tercera semana de junio se observó una disminución de los quiebres en estaciones del 50 % respecto a la segunda semana del mes.

La compañía de mayoría accionaria estatal, y de mayor participación en el mercado de los combustibles, está haciendo un esfuerzo de importación para poder reforzar el abastecimiento de gasoil local. Cabe recordar, que entre un 15 % y un 20 % del consumo local de gasoil (sin considerar las usinas eléctricas) se abastece con importaciones que en el caso de YPF fueron superiores al 20 % interanual en el primer trimestre de 2022.

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Trabajadores del ENRE denuncian maltrato, violencia y discriminación por parte de la intervención del organismo

Trabajadores del Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE) difundieron el jueves pasado un duro comunicado en el que denuncian “creciente maltrato, violencia y discriminación por parte de funcionarios de la intervención, en un contexto de preocupante de déficit de gestión, discriminación salarial y deterioro propio de las funciones del ENRE”. Los empleados del organismo, nucleados en la Asociación de Trabajadores del Estado (ATE) solicitaron una reunión con la interventora del organismo María Soledad Manin, funcionaria que responde al subsecretario de Energía Eléctrica Federico Basualdo, pero hasta este lunes no se había concretado. EconoJournal consultó al ENRE sobre las acusaciones, pero no obtuvo respuesta.

La gota que rebalsó el vaso

El malestar de los trabajadores con la intervención viene desde hace tiempo, pero la gota que rebalsó el vaso fue el desplazamiento del trabajador Fernando De Antueno de la Jefatura de la División de Administración de Servidores y Soporte Técnico sin sumario previo. De Antueno se venía desempeñando en ese cargo desde 2007, sin haber tenido ningún tipo de sanción y con desempeño destacado en las evaluaciones periódicas que realizan los superiores. Sin embargo, el 14 de junio al presentarse en su lugar de trabajo comprobó que le habían revocado los permisos para realizar su tarea. Recién cuando consultó le informaron que había sido desplazado de su puesto.

El memorando de la División de Recursos Humanos lo acusa de haber cometido una falta de “notable gravedad (…) que puso en riesgo a toda la estructura del organismo”, pero sin dar mayores detalles. Lo que sí se aclara es que se lo desplaza del cargo, pero se le respeta su categoría dentro del organismo.

En otro informe elaborado por el Coordinador de Gestión del ENRE, Jonathan Simón, se lo acusa al trabajador de validar un precio excesivo por una tarea de mantenimiento de servidores, pese a haber disponible una cotización más económica. El trabajador rechaza el cuestionamiento y responde que en febrero de este año había solicitado a través de un memo dirigido a su superior la renovación del contrato de mantenimiento de servidores hasta tanto se lleve a cabo la licitación correspondiente y había adjuntado como archivo embebido el presupuesto de actualización de valores presentado por la empresa.  

Más allá del hecho en cuestión, trabajadores del organismo consultados por EconoJournal señalaron que De Antueno en ningún momento fue notificado de la apertura de un sumario disciplinario que justifique la supuesta falta y mucho menos la remoción de su cargo.

Paro y denuncias de persecución

En respuesta a la sanción con De Antueno, ATE realizó un paro de actividades el 16 de junio y la única respuesta que obtuvo por parte de la intervención fue un pedido de Simón instruyendo al Departamento Administrativo para que deje constancia en los respectivos legajos de los trabajadores de la adhesión a la medida de fuerza. “No vamos a admitir más hechos de violencia, maltrato verbal ni discriminación. No van a intimidarnos, silenciarnos ni disciplinarnos”, respondieron desde ATE a través del comunicado difundido el jueves pasado.

El Coordinador de Gestión del ENRE, Jonathan Simón, es uno de los apuntados por maltrato y violencia verbal. Simón ingresó al ENRE como asesor con Federico Basualdo en 2014. Cuando llegó el macrismo fue desplazado a una base del organismo en Lomas de Zamora y cuando Basualdo regresó al organismo en 2020 lo rescató del ostracismo, lo llevó nuevamente a la sede central de Avenida Madero y en apenas dos años obtuvo tres recategorizaciones llegando al máximo escalafón del ENRE, Jefe de Área Nivel 1, lo que le reporta un sueldo cercano a los 500 mil pesos brutos por mes, sin contabilizar adicionales. El rápido ascenso de Simón ya había generado malestar dentro del organismo, pues afirman que no tiene antecedentes académicos ni laborales que puedan justificarlo. A su vez, los supuestos malos tratos a los que aparentemente somete al personal terminaron poniéndolo en la mira.  

Manin junto a Darío Martínez y Federico Basualdo cuando la designaron interventora en diciembre de 2020.

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Grasas Mobilgrease XHPTM de uso industrial: mayor protección y productividad en equipos que operan en condiciones severas

Si bien el uso del lubricante adecuado es fundamental para optimizar los costos operativos en la industria y reducir la posibilidad de fallas en los equipos, las grasas son otro eslabón más para alcanzar la eficiencia industrial. En este segmento de productos, MobilTM dispone en su portafolio una línea de grasas de complejo de litio con tecnología innovadora. La gama Mobilgrease XHPTM ofrece protección extrema, durabilidad y alto rendimiento en una amplia variedad de usos en condiciones de funcionamiento exigentes.

Los productos Mobilgrease XHPTM son la mejor opción para máquinas que funcionan en alta temperatura, ambientes contaminados, cargas pesadas y que requieren intervalos prolongados de reaplicación. La propiedad adhesiva y la estructura cohesiva de las grasas brindan resistencia al lavado con agua, excelente rendimiento a altas temperaturas, protección extrema contra la oxidación, corrosión y desgaste, además de un rendimiento en carga de alto impacto y operaciones de lubricación prolongadas. Todo esto asegura una lubricación duradera, aumentando los intervalos de reposición y reduciendo el tiempo de inactividad y costos.

Aprobadas por más de 150 fabricantes de equipos industriales críticos, las grasas Mobilgrease XHPTM pueden ser usadas en una amplia gama de aplicaciones en sectores como marítimo, automotriz y construcción.

·         Mobilgrease XHPTM  221: recomendada para múltiples usos industriales, de fabricación general y marítimo. También es adecuado para sistemas de engrase centralizados. Tiene un excelente comportamiento a bajas temperaturas.

·         Mobilgrease XHPTM 222: notable versatilidad, teniendo amplios usos industriales como la fabricación en general, además de la lubricación de vehículos automotrices, comerciales pesados y agrícolas. Su excelente adherencia hace su aplicación permanezca más tiempo.

·         Mobilgrease XHPTM 462: sugerida para múltiples usos industriales con cargas más pesadas y velocidades más lentas, como trabajo pesado (construcción y minería) y siderurgia. Excelente rendimiento e ideal para condiciones operativas adversas, incluidas las altas temperaturas, cargas de choque y presencia de agua.

·         Mobilgrease XHPTM 462 Moly: fortificada con 3 % de bisulfuro de molibdeno, esta grasa se recomienda en usos industriales de trabajo pesado, como construcción y minería, con una protección superior donde hay fricción entre dos metales. Posee una excelente resistencia a la presión extrema y protección contra el desgaste. Proporciona confiabilidad operativa.

·         Mobilgrease XHPTM 681 Mine: grasa altamente especializada que combina tecnología de aditivos y 5 % de bisulfuro de molibdeno. Diseñada para los requerimientos de lubricación de equipos fuera de ruta, se recomienda para cojinetes planos/lisos o de rodillos en el sector de minería y construcción civil. Tiene un excelente desempeño para intervalos de lubricación prolongados o donde hay movimiento oscilante o vibratorio, lubricación de pasadores y bujes aplicados a bajas velocidades y alta carga.

Además de todos los beneficios en operación, la línea Mobilgrease XHPTM permite aún más seguridad, reduciendo la necesidad de mantenimiento, exposición de los equipos y reemplazo de piezas. Brinda, también, cuidado al medio ambiente, ya que su fórmula permite el uso en menor cantidad, larga duración y control de fugas, disminuyendo el consumo y desecho de grasas durante la operación.

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La Pampa: Creció la producción petrolera provincial y en 2022 se sumaron 16 nuevos pozos

La provincia recupera los niveles de producción previos a la pandemia. Cecilia Baudino, subsecretaria de Hidrocarburos y Minería, junto al director de Minería e Inspecciones, Cristian Buss, y la directora de Control Operativo, Noelia Sosa, hicireron una recorrida por las perforaciones y pozos petroleros ubicados en la localidad de 25 de Mayo, como parte de un monitoreo y evaluación de la actividad hidrocarburífera de la zona. Las nuevas perforaciones se hallan las áreas El Medanito y Jagüel de los Machos, ambas operadas por la UTE Petroquímica Comodoro Rivadavia S.A. y Pampetrol SAPEM, la cual detenta más del 50% de la […]

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Las pymes de Vaca Muerta recibieron contratos por casi US$ 540 millones en 2021

Las Empresas Certificadas Neuquinas (ECN) facturaron más de un cuarto de la renta que movió el sector el año pasado. Respecto a 2020 se quedaron con un 60% más en dólares. El gobierno reclama más contratos. Tras la reciente aprobación de la nueva ley de Compre Neuquino, que enfrentó a las empresas del sector petrolero con el gobierno, los datos oficiales muestran que los proveedores locales de Vaca Muerta recibieron contratos por casi 540 millones de dólares en 2021. La provincia reconoció el aumento en el dinero que movió la industria, pero reclamó mayores contrataciones. La cifra de las contrataciones […]

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Vaca Muerta, el motivo por el que Argentina dice presente en la Cumbre del G7

El análisis de Jorge Castro, por Modo Fontevecchia, acerca de la crisis energética mundial que convocó al gobierno de Alberto Fernández para participar de la reunión entre los países más desarrollados del mundo. La eventual postulación nacional para formar parte del BRICS. El analista internacional Jorge Castro dialogó con Jorge Fontevecchia en Modo Fontevecchia, por Net TV y Radio Perfil (FM 101.9), sobre el próximo destino del presidente Alberto Fernández, quien viajará este fin de semana a Alemania, para participar de la cumbre del G7. ¿Qué significa que el G7 invite a la Argentina y a Alberto Fernández? Es de […]

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Tres disertantes expertos analizaron la exploración offshore en el Mar Argentino

“no debemos renunciar a saber cuánto petróleo hay en Mar Argentino”, sugirieron y añadieron que será probable la necesidad de modificar las metas según la situación de cada país. En el Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG)  se dictó un seminario llamado “La actividad Offshore en el Mar Argentino: desafíos y oportunidades para el sector energético“. En él se desarrollaron tres paneles: uno de geopolítica del Mar Argentino, otro que abordó la actividad y el ambiente y para cerrar, uno de transición energética. El presidente del Centro de Estudios de la Actividad Regulatoria Energética y vicedecano de la […]

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En el gobierno destacan que durante la última década toda la actividad exploratoria offshore se realizó sin registrarse ningún tipo de accidente

Desde la Secretaría de Energía dieron a conocer los planes de manejo para las actividades Offshore. Además, distintos especialistas brindaron su visión acerca de lo que representa la exploración para el país respecto a la transición energética y qué ocurre con la fauna marina, en el evento organizado por el Instituto Argentino del Petróleo y el Gas (IAPG), el Centro Argentino de Ingenieros (CAI), y la Asociación Argentina de Ingeniería Sanitaria y Ciencias del Ambiente (AIDIS). La coordinadora de Exploración de Hidrocarburos de la Secretaría de Energía, Silvia Corral, dio a conocer los planes de manejo para las actividades Offshore […]

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Scioli se reunió con la gobernadora Alicia Kirchner

En el encuentro acordaron profundizar la agenda de desarrollo productivo en la Región Patagónica El ministro de Desarrollo Productivo, Daniel Scioli, se reunió hoy con la gobernadora de Santa Cruz, Alicia Kirchner, con quien acordó profundizar la agenda productiva y estratégica en la Región Patagónica. Además, resaltó la relevancia de acompañar el desempeño de la provincia a través de financiamiento para el Parque Industrial Perito Moreno. Scioli destacó que “el objetivo de la reunión fue escuchar a la gobernadora y ver de qué manera potenciamos todas las posibilidades de Santa Cruz en el tema de hidrocarburos, pesca, turismo y minería, […]

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CECHA afirma que el abastecimiento de gasoil se normalizará a mediados de julio

Se espera “una situación normal, porque va a bajar el consumo del agro y, si bien puede aumentar el de la industria, se prevé que ya habrán llegado los barcos para que regasifiquen” El secretario de Relaciones Institucionales de la Confederación de Entidades del Comercio de Hidrocarburos y Afines de la República Argentina (Cecha), Carlos Gold, dijo que esta crisis se superaría luego de la llegada de los primeros barcos para regasificar y el menor consumo del sector agropecuario. Aseguró, sin embargo que se trata de “un cálculo ya que no sabemos cuánto van a aportar las petroleras” del 5% […]

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Mayor refinación nacional y depósitos de reserva, posibles soluciones ante la escasez de gasoil

Gustavo Lahoud, especialista en energía, explicó las causas del faltante de combustible y las posibles medidas para normalizar la situación. Patronales de transportistas están cortando tramos de ruta en diferentes zonas del país denunciando la falta de combustible y los altos precios. El aumento de la demanda en época de cosecha y el conflicto en Ucrania, son algunas de las causas de la escasez. Gustavo Lahoud, especialista en energía y geopolítica del Instituto de Pensamiento y Políticas Públicas (IPyPP), explicó en Radio Gráfica que “hay una combinación de factores que lamentablemente se está agravando por el contexto internacional pero hay […]

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Bolsonaro apuntó contra Bolivia por venta de gas a la Argentina

El presidente de Brasil denunció que la petrolera estatal boliviana Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) quien canalizó el 30 por ciento del gas que iba a ser vendido a Brasil y lo envió a Argentina como parte de un “plan orquestado en su contra”, según el. También dijo que Petrobras estaba “detrás” de la maniobra. Jair Bolsonaro dio a entender que el objetivo era beneficiar al candidato opositor Luiz Inácio Lula Da Silva luego de que la estatal Petrobras obligará a los consumidores brasileños a pagar “un precio más alto” por el gas que debía importarse de otros lugares. Lula […]

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Industrial neuquino fue premiado por inventar un filtro reutilizable para la extracción de hidrocarburos

Marcelo Cerna, un metalúrgico de 53 años recibió el premio Valor Argentino por la invención del Filtro LVP, un filtro de arena reutilizable para ser instalado en pozos petroleros con bombas de tipo mecánicas o electrosumergibles. La invención de Cerna se diferencia de los filtros tradicionales utilizados por la industria por ser de poliamida con un revestimiento de Epoxi, que lo hacen resistente a la temperatura y evita la adherencia e incrustaciones de carbonato, que es causal de obstrucciones. Puede fabricarse en diferentes medidas según las necesidades de cada pozo petrolero y es reutilizable casi en un 100%. “A partir […]

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Evaluación Ambiental declara «inadmisibles» dos proyectos renovables por 370 MW en Chile

En lo que va de junio, el Servicio de Evaluación Ambiental (SEA) declaró “inadmisibles” a dos centrales renovables, por motivos muy distintos.

Por un lado, la entidad expidió una ‘Resolución de Inadmisibilidad’ (ver) para el Parque Fotovoltaico Las Terrazas (ver), de 268,6 MW, debido a distintas inconsistencias que hicieron que el proyecto no sea admitido a tramitación.

El proyecto, en manos de la compañía Trinergy, que se localizaría en la Región de Coquimbo, provincia de Limarí, comuna de Ovalle y motivaría inversiones por 220 millones de dólares, en su Declaración de Impacto Ambiental (DIA) “no presenta los contenidos mínimos” que requiere la SEA.

La entidad indicó que el proyecto “no presenta los antecedentes especificados en el literal e) del referido artículo, es decir, las medidas adoptadas para asegurar la diversidad biológica”.

Tampoco “presenta los indicadores de cumplimiento”. Ambas solicitudes están enmarcadas en “los contenidos técnicos y formales que acrediten el cumplimiento de los requisitos de otorgamiento de los respectivos permisos y pronunciamientos ambientales sectoriales”.

“Se resuelve: No acoger a trámite la DIA del proyecto denominado «Parque Fotovoltaico Las Terrazas”, presentado por el señor Pablo Herrera Peralta, en representación de Terrazas Solar SpA”, determinó la SEA el pasado 22 de junio.

Por otro lado, el 23 de junio pasado, el Parque Eólico Los Alpes, de 105,6 MW, tampoco fue admitido.

Pero en este caso, se trató de un “desistimiento” de la propia empresa que lo había introducido a Evaluación Ambiental.

En efecto, que iba a contar con 16 aerogeneradores con una potencia máxima de hasta 6,6 MW por unidad a emplazarse en la Región de La Araucanía, el cual motivaría unos 130 millones de dólares fue retirado por su propia patrocinadora.

“El señor Luis Alfredo Solar Pinedo, en representación de Empresa Eléctrica Alpes SpA, manifiesta su voluntad de desistirse del procedimiento de evaluación de impacto ambiental de la Declaración de Impacto Ambiental del proyecto «Parque Eólico Los Alpes»”, indicó la SEA.

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Petroleras esperan una señal del gobierno para invertir US$ 750 millones en la red de oleoductos desde Vaca Muerta

La compañía Oleoductos del Valle (Oldelval), que transporta el crudo de Vaca Muerta hacia Buenos Aires, está operando casi al límite de sus posibilidades y tiene en carpeta un plan para duplicar su capacidad de transporte, sumando 36.000 metros cúbicos (m3) más por día. La inversión está presupuestada en 750 millones de dólares, pero para garantizar el financiamiento de la obra necesita que la secretaría de Energía le otorgue una extensión de 10 años de su concesión que vence en 2028. Tanto allegados a la cartera que dirige Darío Martínez como fuentes empresariales afirmaron a EconoJournal que la prórroga podría salir en los próximos dos meses.

YPF, principal accionista del Oldelval con el 37%, es a su vez el mayor impulsor de la obra porque apuesta a duplicar su producción de crudo en Vaca Muerta. De los 36.000 m3/día que se sumarían con la ampliación, la petrolera comandada por Sergio Affronti solicitó 17.000.

Entre los accionistas de Oldelval, que el año pasado invirtió US$ 50 millones para sumar más capacidad de transporte, también figuran ExxonMobil, Chevron, PAE, Pluspetrol, Tecpetrol y Pampa Energía, empresas que también están interesadas en que el proyecto se concrete. «Si la Secretaría otorga la prórroga de la concesión, creo que hay un 90% de probabilidades de que la inversión se concrete. A la mayoría de los productores que están en Vaca Muerta les interesa que la obra se realice», adelantó un ejecutivo que integra el Directorio de Oldelval.

Oldelval ya avanzó en la ingeniería del emprendimiento, que prevé el tendido de un caño de 342 kilómetros en 24 pulgadas de diámetro, otros 18 kilómetros en 30 pulgadas y distintas plantas compresoras para poder transportar el crudo.

¿Quién define la prórroga?

El Estado Nacional le otorgó la concesión a Oldelval en 1993 por un plazo de 35 años y con la posibilidad de extender ese plazo por 10 años más. El expediente para avanzar con la prórroga de la concesión lo está llevando adelante la Secretaría de Energía. Lo que estuvieron haciendo en la Secretaría es pedir información sobre todo lo vinculado con el derrame de crudo que se produjo en diciembre por la rotura del oleoducto troncal ubicado entre los puntos de bombeo de Medanito y Crucero Catriel, en Río Negro.

Oldelval mandó a hacer pruebas a un laboratorio metalúrgico en Estados Unidos y en el informe se constató que la falla obedeció a un problema en los materiales de los caños, que tenían entre 30 y 40 años, pero que la falla no respondió a una operación indebida de Oldelval o al transporte de un mayor flujo de crudo del recomendado.

Las empresas estiman que si se otorga en los próximos dos meses y se cierra el esquema de financiamiento la obra podría comenzar a comienzos del año próximo y debería estar concluida en un plazo que va de los 18 a los 24 meses. Esto significa que a principios de 2025 ya estaría completada, aunque de manera gradual se podrá ir sumando capacidad de transporte desde la Cuenca Neuquina hasta Puerto Rosales, cerca de Bahía Blanca.

¿Quién financiaría la obra?

La intención es que al menos la mitad de los fondos sean adelantados por las petroleras que extraen crudo de Vaca Muera y operan como cargadoras de Oldelval. Entre ellas figuran las empresas que son accionistas de la transportista y otras empresas como Vista, Shell, Equinor y Petronas.

Todas las interesadas firmarían nuevos contratos con Oldelval para asegurarse parte de la capacidad adicional de transporte y adelantarían una suma de dinero a cuenta de esos contratos.

Oldelval podría garantizarse así entre 300 y 400 millones de dólares y una vez que tenga asegurado ese piso buscaría el financiamiento adicional en el mercado respaldándose en la prórroga de la concesión y los nuevos contratos de transporte firmados con petroleras de primera línea.

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Por la ola polar en Neuquén, ordenan cortar las exportaciones de gas hacia Chile

“En función de la información recibida por los transportistas, que evidencia elevados consumos zonales, se restringen a partir del día 26 de junio y hasta el martes 28 la totalidad de las exportaciones de gas natural con carácter interrumpible”, argumento la nota firmada este domingo por Maggie Videla Oporto, subsecretaria de Hidrocarburos, a la que accedió EconoJournal. La medida alcanza las cuencas Neuquina y Austral.

El gobierno se vio obligado a cortar los envíos interrumpibles de gas hacia Chile a raíz de la ola de frío que se registró en los últimos días de Neuquén, con nevadas incluso en la capital de la provincia, y como resultado también de los coletazos del paro de actividades del miércoles pasado tras el fallecimiento de un joven operario petrolero.

En ese contexto, algunas petroleras tuvieron problemas para recuperar toda la producción de gas afectada por la medida de fuerza. YPF, el mayor productor de la cuenca Neuquina, sufrió inconvenientes para extraer gas de algunos de los más de 20 yacimientos que opera en la región.

En consecuencia, la empresa que preside Pablo González envío el fin de semana menos gas del que tenía contratado con sus clientes industriales. La afectación, sin embargo, fue por un mínimo porcentaje (inferior al 3%). Se trató, más que nada, de una decisión preventiva para evitar incurrir en un desbalance mayor en el sistema gasífero (es decir, tomar más gas de los caños del que está respaldado por inyección propia).

Declaración oficial

YPF lo puso en estas palabras en una nota enviada a sus clientes: “Debido a las condiciones climáticas extremas en la provincia de Neuquén provocadas por la ola polar que afecta la región, se ha visto afectada la continuidad de manera segura de nuestras operaciones de producción de gas y consecuentemente nuestras obligaciones bajo la oferta que nos vincula. Todo ello se suma a la aún persistente afectación de un remanente de producción causado por la medida de fuerza gremial de público conocimiento acaecida durante el 22 de junio”, explicó la empresa en el documento.

“Resulta importante resaltar que lo eventos arriba descriptos constituyen eventos inculpables, imprevistos y ajenos a la voluntad de YPF, por lo que nos vemos obligados a declarar la fuerza mayor”, advirtió. Con ese texto, la compañía buscó cubrirse frente a eventuales reclamos de sus contrapartes industriales por el menor envío de gas.

Fuentes privadas indicaron que otros productores también registraron problemas para cumplir con sus compromisos de inyección. No obstante, allegados a Energía aclararon que el escenario del despacho de gas es bueno y en los hechos, “es mucho más holgado que el imaginaron petroleras, consultores y el gobierno a principios de año” cuando los precios del LNG se dispararon por la invasión rusa sobre Ucrania.

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Inminente publicación de la resolución para el régimen de contratos renovables de Derivex

Después de tanto tiempo, pareciera que durante el tercer trimestre de este año se terminaría por concretar el denominado “Mercado de Derivados Estandarizados de Commodities Energéticos” (ver) de Derivex.

Se trata del mecanismo que presentó la compañía años atrás en el marco de la Resolución 114 del 2018, el cual propone que los comercializadores que atienden a la demanda regulada puedan trasladar a precios las compras que realicen en la plataforma de energía que desde hace tiempo opera Derivex.

Según pudo saber Energía Estratégica, la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) “ya tiene lista la resolución definitiva que permite el traslado de precios de Derivex a la tarifa del usuario regulado”. “Pero solo se podría publicar cuando Ecopetrol ceda el negocio de comercialización”, advierten.

Cabe recordar que, a partir de la compra del 51,4% de la eléctrica ISA (por 3.610 millones de dólares) efectuada el 11 de agosto del año pasado, se desencadenó un conflicto de intereses que, de no resolverse, Derivex no obtendrá la resolución de la CREG, necesaria para que su mecanismo comience a funcionar.

La fuente precisa que ISA es dueña del 100% de XM, y como XM posee el 40% de Derivex, esto genera la necesidad de que Ecopetrol se desprenda de su empresa comercializadora de energía eléctrica (Ecopetrol Energía).

Esto se debe a que, tal como detalla la Resolución 114, ningún mecanismo que se presente ante la CREG podrá tener como accionistas a empresas que posean más de un 5% de participación del mercado de energía mayorista, es decir, comercializadores y/o generadores.

En efecto, recién cuando Ecopetrol venda su filial comercializadora de energía, la CREG autorizará el mecanismo de Derivex, ya que la petrolera posee alrededor del 20% del mercado eléctrico.

Ecopetrol ya inició el proceso de este desprendimiento. Recientemente los agentes participantes pidieron mayor plazo para las ofertas económicas por temas de consecución de garantías en el mercado financiero, por lo que se amplió al pasado 24 de junio.

En efecto, se espera que en los próximos meses se pueda resolver este proceso y Derivex pueda comenzar a operar con su mecanismo.

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SPR: “Hay más de 9 GW de proyectos renovables con solicitudes de pre-operatividad en Perú”

La Asociación Peruana de Energías Renovables (SPR) realizó un cálculo de la capacidad renovable potencial en el país, así como también de la potencia proyectada para el futuro cercano y de la cantidad de centrales que esperan la aprobación de diversos trámites. 

Entre esos aspectos, Brendan Oviedo, presidente de la SPR, sostuvo que, a la fecha, “existe una capacidad proyectada de más de 8 GW y un potencial de más de 10000 millones de dólares”, además de “más de 9 GW” de proyectos energéticos renovables con solicitudes de pre-operatividad. 

“Perú no se queda corto en recursos energéticos renovables. Considerando los 13000 MW renovables instalados, también tenemos un potencial eólico de más de 20 GW, 20 GW solares, 70 GW hidroeléctricos y 3 GW de geotermia”, agregó durante un evento.

Esto representa posibles inversiones en el corto plazo por casi 10000 millones de dólares, que se distribuyen en cerca de 7000 millones de dólares en eólica, más de 1000 millones en fotovoltaica, otros 1000 millones en geotermia y 556 MUSD en hidro, según los datos compartidos por la Asociación. 

Asimismo, cabe recordar que, días atrás, la Dirección General de Asunto Ambientales de Electricidad indicó que en el transcurso de julio 2021 a mayo 2022 se aprobaron estudios ambientales de 13 proyectos renovables (9 solares y 4 eólicos), por un total de 3146,5 MW de capacidad. 

Lo que significa inversiones superiores a 3 50 millones de dólares, además de líneas de transmisión, subestaciones y sistemas eléctricos rurales.

Ante ello, Brendan Oviedo declaró que “hay una extraordinaria oportunidad de aprovechar tales recursos para hidrógeno y electrificar la economía del país” y que si se planifica el futuro energético de manera adecuada, “hasta se podría exportar electrólisis”. 

“Queremos que en el corto plazo se inicie un proceso de planificación energética, que las renovables puedan participar en las licitaciones de distribuidoras del mercado regulado, además de emitir un reglamento de la generación distribuida e incentivos fiscales para continuar con las inversiones”, continuó

Justamente, los inversionistas permanecen atentos a la posibilidad de que se efectúen cambios en el marco regulatorio para actualizar los términos de referencia de las licitaciones de las distribuidoras y que éstas permitan que las tecnologías solar y eólica participen a precios competitivos.

Actualización que podría implicar la separación de ofertas de potencia y energía, así como la división de bloques horarios, lo que permitirá acomodar la disponibilidad de la generación eólica y fotovoltaica a los requerimientos de las distribuidoras. 

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Panamá evalúa cambios en los trámites para instalaciones de energía solar de menor escala

La Secretaría Nacional de Energía junto con la Autoridad Nacional para la Innovación Gubernamental trabajan en la realización de una plataforma de trámites online que sirva de ventanilla única para generación distribuida, principalmente energía solar de pequeña escala, en Panamá.

Aquello se corresponde a lo propuesto en la Estrategia Nacional de Generación Distribuida (ENGED) que indica que, para realizar aquella simplificación y digitalización de trámites, la actividad de mayor prioridad a desarrollar sería la homologación y simplificación de criterios junto a la información requerida de los usuarios para las instalaciones.

Aquello implica unificar los requisitos mínimos a ser solicitados según capacidad instalada y establecer tiempos específicos para la revisión de las solicitudes, de modo tal que se puedan evitar redundancias o duplicidad de trámites y agilizar principalmente los trámites para instalaciones menores.

Sobre este punto hizo hincapié Federico Fernández, presidente de la Cámara Panameña de Energía Solar (CAPES) quien observó la necesidad de homologación de procesos a nivel país y la disminución de requisitos para instalaciones solares menores.

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

“Necesitamos una taquilla única para que se destraben los proyectos. Al digitalizar los trámites y homologar los procesos deberíamos poder estar bajo los mismos criterios de aprobación en todas las Alcaldías”, consideró.

Y agregó: “Hoy, las instalaciones menores son las más perjudicadas y de hecho son las que más pueden crecer (…) Instalaciones hasta 25 kW son lo suficientemente manejables como para eventualmente poder quitarles la obligatoriedad de recibir aprobación de bomberos o pedir la misma cantidad de planos que a una instalación mayor; lo que aceleraría y abarataría sus trámites”.

De acuerdo con la ENGED, si bien el tamaño promedio de las instalaciones de GD es de 38 kW, a nivel nacional aproximadamente el 38% de las instalaciones existentes son de menos de 5 kW y el 76% de menos de 25 kW de capacidad instalada, lo que muestra una gran concentración en instalaciones de baja potencia.

En otro recuento también se calcula que 84% de las instalaciones son de pequeño tamaño (inferiores a 10 kW), pero estas representarían sólo un 6% de la potencia instalada total.

“Esa es una discusión que está prendida. Nosotros decimos que se deberían simplificar las instalaciones de 25 kW, pero hay quienes todavía argumentan que 25 kW es mucho y que deberían ser menos requisitos sólo para las instalaciones menores 10 kW. Con lo cual, aún no está resuelto”, consideró.

Por ello, si bien desde el empresariado celebran que el gobierno esté trabajando en una ventanilla única digital para generación distribuida, aún velan por una implementación rápida y eficiente que contemple variables actuales del mercado eléctrico local.

Hasta tanto se ponga en marcha la plataforma, desde la CAPES han elevado una serie de recomendaciones para que se eliminen obstáculos y pueda haber un crecimiento exponencial de la generación distribuida en el país.

De allí que el presidente de CAPES haya subrayado a este medio las siguientes tres medidas en específico:

Eliminar barreras burocráticas en la obtención de permisos y aprobación para la conexión de los sistemas de generación distribuida a las redes de Distribución, a partir de simplificación de trámites, uniformidad de criterios, digitalización del proceso y velocidad en las respuestas.
Minimizar o eliminar aprobaciones de planos en los municipios y los Bomberos para sistemas residenciales menores de 25 kWp (la mayoría de las instalaciones en Panamá), cuyo riesgo es reducido versus instalaciones comerciales e industriales.
Incluir un representante del gremio para que apoye activamente a la SNE y ASEP con recomendaciones a seguir para la plataforma de trámites de generación distribuida. En esta ocasión, se postula a Dimas Botello, director de CAPES, para tal rol.

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Renovus se lanza al mercado chileno con un software de datos superador para parques renovables

Renovus amplía su presencia en Latinoamérica de la mano de la inteligencia artificial y la ciencia de datos dedicada al sector energético renovable.

Su software estrella es el Renovus Plus. Se trata de un software en la nube, modular y flexible que permite que propietarios, gestores y responsables de O&M puedan ahorrar mucho tiempo en sus lecturas de datos, identificar rápidamente las posibles causas de la subperformance y bajar costos.

Este 6 y 7 de julio, durante el evento Latam Future Energy Southern Cone, ejecutivos de la empresa darán a conocer al mercado chileno esta solución con importantes expectativas.

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“Renovus Plus no solo resulta en un beneficio directo para la empresa, sino que también lo es para sus equipos de trabajo en su rutina diaria al generar, por ejemplo, reportes muy completos y la posibilidad de disponer informes de mantenimiento digitalizados y contextualizados”, explicó Diego Blixen, Co-Founder & CEO de Renovus.

Diego Blixen, Co-founder & CEO de Renovus

En Chile, la empresa ya se plantea metas comerciales importantes para este año. Según precisó su CEO la estrategia contempla ofrecer a eventuales clientes una promoción especial para testear su software estrella y ampliar su red de partners.

“Buscamos en el primer año, por un lado, que entre un 15% y 20% de los parques eólicos puedan probar la solución. Y para favorecer que lo puedan probar, lo podrán hacer sin costo por 3 meses”.

“Por otro lado, estamos procurando identificar partners locales, que nos permitan llegar a más usuarios en diferentes regiones. Como ya tenemos en otros países”, indicó Diego Blixen.

Los espacios de networking de Latam Future Energy resultan claves para acercarlos a aquellos objetivos.

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Con la prueba gratuita, los Propietarios, Gestores y Responsables de O&M de parques eólicos en Chile podrán comprobar por sí mismos los beneficios de la solución y específicamente, que los ahorros y las mejoras en performance y de ingresos que pueden generar, permiten que en poco tiempo la solución se pague sola.

Desde la expertise de Diego Blixen, dos aspectos resultan significativos para la mejora en la generación de energía del sector eólico en concreto:

Por un lado, en la performance de los aerogeneradores, porque el sistema detecta cuando hay limitación de potencia, cuando hay errores, o lo que esté causando una pérdida de energía, y al detectarlas rápidamente, se pueden generar las acciones correctivas que aumenten la energía.

Y por otro lado, el sistema ataca lo que es la disponibilidad, que es otra fuente donde hay pérdida de energía. El sistema resume la información, hace un análisis sobre cuáles son las principales causas de esa pérdida de energía, como por ejemplo las alarmas que causan más pérdidas, y le brinda esa información al usuario, ya sea en la plataforma o en reportes diarios, y con esa información pueden enfocarse en las acciones correctivas, que aumenten la generación.

En términos prácticos, lo que antes podía demorar semanas en ser detectado, ahora se puede hacer en minutos. Si se tiene en cuenta que una pequeña baja porcentual en la performance de un aerogenerador, que no se detecta a tiempo, puede implicar una pérdida de miles de dólares.

Mucho más que una licencia de software

Renovus cubre todo el proceso de digitalización de los parques, desde el asesoramiento inicial a cargo de especialistas hasta el desarrollo de soluciones a medida para atender sus necesidades específicas.

El proceso de digitalización es inevitable. Ya ha ocurrido en muchos otros sectores y también en renovables. Pero eso no implica que deba hacerse de cualquier manera y pagando precios alejados de la realidad de la región.

Renovus Plus resume la calidad del Uruguay en materia de software, que se exporta a todo el mundo y la experiencia en energías renovables, siendo el segundo país del mundo, después de Dinamarca, en consumo de energías renovables.

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ABO Wind firma PPA a 15 años con Air-e para proyecto solar de 10 MW en Colombia

BO Wind y Air-e han firmado un contrato de suministro de electricidad (Power Purchase Agreement – PPA) para un proyecto solar de 10 megavatios en Colombia con una duración de 15 años.

ABO Wind está desarrollando actualmente el proyecto fotovoltaico y espera comenzar la construcción en el primer trimestre de 2023. Se trata de un contrato de pague lo generado condicionado y el suministro de energía acordado comenzará a principios de 2024.

“Es un hito de gran importancia y nos alegramos de ganar con Air-e a un aliado estratégico en el mercado eléctrico dándonos perspectivas prometedoras”, destaca Christian Llull, Director General de ABO Wind Renovables Colombia.

Air-e es una empresa dedicada a la prestación del servicio público domiciliario de energía eléctrica. En ABO Wind han encontrado un socio para ayudar a proporcionar acceso a largo plazo a precios más competitivos que en el pasado reciente, reducir la dependencia de las aportaciones hidrológicas en los embalses, y contribuir a la transición energética construyendo una matriz energética más resistente.

“Este contrato de compraventa de energía es un logro importante para nuestro compromiso a largo plazo en el país», afirma David Galindo, Director Comercial y Financiero.

«Queremos contribuir en la diversificación de la matriz energética colombiana y a la reducción de las emisiones de CO2 y de esa forma también aportar al desarrollo económico post-COVID en Colombia”.

La empresa alemana está activa en Colombia desde 2018 y ya cuenta con 12 empleados en Medellín que actualmente trabajan en una prometedora cartera de proyectos de alrededor de 600 megavatios.

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¿Por qué no se incluyó la eólica offshore en el estudio de hidrógeno de Tierra del Fuego?

Hace algunos días, Energía Estratégica informó que Tierra del Fuego presentó su plan estratégico de hidrógeno verde, que busca poner en valor la posición geográfica, política, y las diferentes características provinciales. 

Y si bien dicho estudio planteó que se podrían desarrollar de 6 a 10 GW de capacidad de proyectos onshore de H2V y obtener un costo nivelado que podría disminuir hasta el rango de 15,5 a 21,9 USD/MWh, surgió la incógnita de por qué no se incluyó el potencial de la eólica offshore. 

Ante ello, Martín Guglielmone, director de Fractal Argentina, conversó con este portal de noticias y reconoció que no se analizó porque se debía acotar el estudio esde el título “hidrógeno” hasta lo presentó para Tierra del Fuego, el cual que tiene un “trabajo muy profundo” sobre una variante y posibilidad, como lo son los megaproyectos de exportación de H2V y amoníaco verde.

“Pero desde que comenzamos el análisis del tema (hace aproximadamente un año) para concluir en el estudio presentado, desde la compañía vimos cómo se incrementó la opción de instalar aerogeneradores fuera de la costa”, aclaró. 

Cabe recordar que, en el último año, se vio un crecimiento en cuanto a proyectos desarrollados para 

instalar aerogeneradores en aguas jurisdiccionales de cada país y, en algunos casos como Brasil o Colombia, ya se plantearon y debaten proyectos de ley para tener un marco normativo sobre dicha tecnología. 

También puede leer: ANCAP redobla la apuesta de su modelo eólico offshore para producir hidrógeno verde en Uruguay

Por lo que el especialista no descartó la idea de tener a la eólica offshore a consideración a futuro, ya que consideró que es una alternativa “muy interesante” entre todas las variantes a seguir estudiando. 

Y hasta abrió el juego para tenerlo en carpeta y dejó la respuesta en manos de las autoridades gubernamentales de Tierra del Fuego: “Realmente interesa el tema, y se lo dejamos a la provincia como nuevo foco de estudio, para ver si eso es posible”. 

“Hoy se proyecta todo onshore, pero es una posibilidad que queremos estudiar a futuro, entendiendo que se deben analizar otros aspectos, como por ejemplo las condiciones del mar argentino”, concluyó el director de Fractal Argentina

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Con apenas el 5% Cuba ratifica su política de utilizar 100% renovables al 2030

Cuba implementa un plan de desarrollo de fuentes de energías renovables encaminando metas hacia 2030 pero actualmente apenas el 5% corresponde a fuentes limpias.

En teoría, se espera que para 2024 el país genere el 24% de su electricidad mediante fuentes renovables. Se lograría a través de la biomasa de la caña de azúcar, energía solar, parques eólicos y pequeñas centrales hidroeléctricas.

Actualmente, la generación solar fotovoltaica aporta el 1,15% del consumo total del país.

«La energía solar fotovoltaica es la de mayores avance: hay 65 parques construidos a lo largo del país y están en proceso otros 15 que incrementarán a 42 megavatios (MW) la potencia instalada», afirmó recientemente a la televisión nacional Tatiana Amarán, directora general de Electricidad del Ministerio de Energía y Minas de Cuba.

En este contexto, el presidente de Cuba, Miguel Díaz-Canel, pidió aprovechar la energía solar en momentos en que el país afronta una crisis energética que ha provocado apagones en gran parte de la isla.

«En el día más largo, el del solsticio de verano este 2022, dediquemos un minuto a pensar cuánto más podemos aprovechar la energía solar, como parte de las energías renovables. Saludo a los que van delante en su aprovechamiento», escribió Díaz-Canel en Twitter.

Por su parte, el director de generación con Fuentes Renovables de la Unión Eléctrica de Cuba, Ovel Concepción, dijo que entre los principales retos del sector están instalar unos 700 MW en parques fotovoltaicos hasta 2030.

«También desplegaremos unos 688 MW en parques eólicos, 56 MW en centrales hidroeléctricas y mantener electrificadas a través de paneles solares la totalidad de las viviendas aisladas que no tienen acceso a ninguna otra fuente de electricidad», aseguró.

El objetivo de Cuba es alcanzar el 100% de participación de las fuentes renovables en la generación eléctrica en la isla y evitar la dependencia de los combustibles fósiles.

Según datos del Ministerio de Energía y Minas, solo el 5 % de la energía es generado por esta vía.

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Martínez: “los transportistas reclaman tarifas que reflejen los precios mayoristas del gasoil”

El Secretario de Energía de la Nación, Darío Martínez, expresó que “el gobierno sigue trabajando para resolver la situación de abastecimiento de gasoil en todo el país”.

El funcionario afirmó que “hace 10 días recibimos a las cuatro mayores Cámaras de Transporte, junto a los directivos de las principales refinerías del país y, además de escuchar sus reclamos, analizar la situación, y repasar refinería por refinería el nivel de abastecimiento que tenían a sus canales minoristas y mayoristas, les adelantamos todas las medidas que iba a tomar el gobierno nacional”.

Martínez explicó que “como es nuestra manera habitual, mantuvimos una reunión de trabajo con los actores principales de cada actividad.  En nuestras oficinas, junto a directivos de YPF, AXION (PAE), SHELL (Raizen) y PUMA (Trafigura), recibimos a los dirigentes de FADEEAC, FAETyL, CATAC, y Fe.Tr.A”.

El funcionario hizo hincapié en que los transportistas  (que realizan los cortes de rutas) “resaltaron como principal reclamo la falta del traslado del precio mayorista del gasoil a la tarifa que les establece el Ministerio de Transporte de la Nación, y que es la base con la que discuten y negocian los precios con quienes los contratan”.  

Martínez destacó la predisposición permanente de la Secretaría a recibir y trabajar en conjunto con las Cámaras del sector,” las veces que sean necesarias”.

Además, afirmó que “la demanda pura, por más que haya subido unos puntos acompañando el nivel de actividad, solo explica el 10 %, o sea, la mitad de este incremento extraordinario registrado.  El resto, es producto de especulación, y stockeo, incentivado por lo precios internacionales que hasta se duplicaron en dólares”.

Declaró que “el Gobierno tomó varias medidas para incrementar los volúmenes de gasoil para abastecer la demanda, aumento el corte con Biodiesel hasta el 12.5 % lo que generará una inyección de 80.000 metros cúbicos mensuales de combustible en las estaciones de servicio”.

El Secretario de Energía agregó que “por otra parte, se les compensó el ICL a las refinerías para que mantengan e incrementen la importación del gasoil necesario”.

Martínez explicó que “las refinerías están trabajando a pleno, produciendo a toda su capacidad. Para ello convencimos y trabajamos con las productoras independientes para que abastezcan de todo el crudo necesario a la Refinación Nacional antes de exportar, y lo hemos logrado.”

Martínez expresó que “después de que tomamos estas medidas, las refinerías informaron que, en materia de abastecimiento, los quiebres en sus Estaciones de Servicios disminuyeron hasta el 50 %, y esa disminución se acentuaría de no mediar este conflicto de cortes de rutas y bloqueo de refinerías.”

Martínez agregó que “el bloqueo a la refinería de SHELL en Dock Sud, claramente no ayuda a solucionar el problema”.

El funcionario resaltó que “es decisión de nuestro Gobierno que los argentinos, las argentinas y nuestra economía, no padezcan los precios y costos exorbitantes como pasa en otros lugares del mundo en esta crisis de precios de los commodities energéticos”.

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Récord de demanda de energía eléctrica para día hábil en invierno

Como consecuencia de la ola de frío que se vive en buena parte del país, la demanda de energía eléctrica superó los récords para día hábil de invierno, tanto en potencia como de energía.

De acuerdo con la información de la Compañía Administradora del Mercado Eléctrico Mayorista (CAMMESA), el miércoles 22 de junio a las 20:32 la potencia alcanzó los 26.062 megavatios, en tanto que el jueves la demanda de energía diaria totalizó 517,8 gigavatios hora.

Si bien estos valores están por debajo de los récords absoluto del sistema que se registraron en el verano de este año, que es cuando el consumo de energía suele alcanzar sus niveles máximos, se trata de marcas que superaron las históricas para día hábil de invierno.

La potencia refiere al consumo de energía en un momento determinado, mientras que la energía es el resultado de lo demandado por el sistema durante una jornada completa.

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Gasoducto: tras el discurso de CFK, Scioli le pidió a Techint que financie sus importaciones

Ante la escasez de divisas, el ministro de Desarrollo Productivo le solicitó un gesto a la empresa de Paolo Rocca, que debe traer de Brasil la chapa para los caños del gasoducto Néstor Kirchner. Las alternativas que analiza para evitar una traba al comercio exterior. Daniel Scioli quiere administrar los pocos dólares que pueden destinarse a las importaciones y negocia con algunas grandes empresa, incluso con Techint, en búsqueda de financiamiento a 180 días. Ante la escasez de divisas, el nuevo ministro de Desarrollo Productivo le pidió un gesto a Techint, el grupo empresario que importa láminas de acero que […]

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Refinería San Lorenzo: Instan al gobierno provincial a que encare gestiones para reactivarla

Entró un pedido a la Cámara de Diputados que subraya que la importancia económica de los activos de la planta, la ubicación estratégica y la titularidad de YPF permiten múltiples posibilidades para ponerla en funcionamiento nuevamente. Silvana Di Stefano, diputada provincial por la UCR, presentó un proyecto de comunicación para pedirle al Ejecutivo provincial que encabece las gestiones necesarias para la reapertura de Refinería San Lorenzo, ya sea para que vuelva a operar como lo supo hacer o para que funcione como “centro logístico de almacenaje y distribución de combustibles para abastecer el NOA (Noroeste Argentino), o como refinería de […]

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El petróleo lidera el aumento del uso de la capacidad instalada industrial

Debido a la mayor extracción de crudo y la incidencia de la formación neuquina Vaca Muerta, la refinación de petróleo alcanzó un 81,4 % de nivel de utilización de la capacidad instalada, 8,3 puntos más que en abril del año pasado, cuando ese indicador registró 73,1 %. En gran parte de las principales actividades industriales, la utilización de la capacidad instalada -indicador que mide la proporción utilizada de la capacidad productiva del sector- registró el pasado mes de abril niveles superiores a igual mes del año 2021. La información surge del informe de “Utilización de la capacidad instalada en la […]

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Rentabilidad actual de las Estaciones de Servicio de la región

Por el contexto económico local y mundial la gran mayoría de los negocios no alcanzan el punto de equilibrio y eso hace que los márgenes de ganancia sean cada vez más bajos. Las secuelas de dos años de pandemia y las consecuencias de la invasión rusa a Ucrania ante esa situación, han causado un fuerte declive de la rentabilidad en este tipo de negocio, no solo en argentina sino de toda sudamérica. En el país la situación es más compleja por la fuerte escasez de combustibles. Guillermo Lego, gerente de Confederación de Entidades de los Hidrocarburos de la República Argentina […]

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Llegarian tres barcos con gas importado para que se resuelva el desabastecimiento de gasoil

Guillermo Lego, gerente de la Confederación de Entidades de Comercialización de Hidrocarburos y Afines, advirtió de todos modos que no es una medida final para terminar con el desabastecimiento. En un momento de extendido faltante de gasoil, que afecta a la mayoría de las provincias y generó múltiples cortes de rutas en todo el país, el Gobierno anunció la llegada de tres barcos de gas importado. Esperan que con esta medida se solucione el desabastecimiento y se pueda responder a la demanda de los transportistas. No obstante, desde la Confederación de Entidades de Comercialización de Hidrocarburos y Afines advirtieron que […]

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Cada vez más provincias argentinas se suman a la generación de energía renovable

Mientras algunas jurisdicciones avanzan en el desarrollo de formas alternativas de obtener energía, otras van construyendo un marco legal y normativo que favorezca la transición. El paso de las fuentes tradicionales de energía hacia nuevas formas se ha convertido en una empresa urgente en las últimas décadas, y particularmente en los últimos años. Las numerosas catástrofes naturales vinculadas a la aceleración del calentamiento global pusieron sobre la mesa la necesidad de buscar modos de vivir y producir más saludables con el medio ambiente. En este contexto, Argentina viene avanzando a paso firme en la transición energética, apuntando a diversos modos […]

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Vaca Muerta: se necesita una inversión base de US$7000 millones y al menos cinco años de trabajo para exportar gas fuera de la región

Sin gasoducto y sin plantas de licuefacción, no hay posibilidades de salir al mundo; además podría vender afuera butano y propano y agregarle valor al etano Este año la Argentina importará gas por unos US$7000 millones; en 2021 fueron US$1000 millones. Aunque el país cuenta con reservas en Vaca Muerta que equivalen a seis veces todo el gas que necesita en los próximos 20 años, los expertos advierten que todos los exportadores también importan porque es la dinámica que permite operaciones de largo plazo y sostenibles. La explotación del yacimiento, además, permitiría vender butano y propano, con alto precio internacional. […]

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La CNEA insistió al gobierno de Neuquén que gestione gas barato para la PIAP

El gerente Daniel Bianchi reiteró que la prioridad del organismo nuclear es que pueda volver a producir agua pesada. Dijo que con el refuerzo presupuestario podrían comenzar las tareas de acondicionamiento en el segundo semestre. El gerente general de la Comisión Nacional de Energía Nuclear (CNEA), Daniel Bianchi, insistió con el pedido al gobierno de Neuquén para que gestione con las productoras un gas más barato para la Planta Industrial de Agua Pesada (PIAP), uno de los principales costos que demanda el complejo de Arroyito junto con el pago de salarios y la electricidad. El funcionario reiteró que la prioridad […]

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El intendente de Neuquén visitó el aula móvil de la Fundación YPF y convocó a participar de las actividades gratuitas sobre energía renovable y el rol de Vaca Muerta

En la capital neuquina, desde hoy hasta el 25 de junio, se podrá disfrutar de una propuesta educativa gratuita sobre la transición energética y el rol de Vaca Muerta. Estará el aula móvil de energías renovables junto al Espacio de la Energía de YPF en el Parque Central y se brindará el seminario “Los desafíos de la Transición Energética y el rol de Vaca Muerta”. El intendente Mariano Gaido, esta tarde, durante una visita al espacio al que concurrieron estudiantes, agradeció a la Fundación y a YPF que “hayan tomado la decisión de elegir a la ciudad de Neuquén como […]

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Petrolera argentina frena operaciones en Ecuador por la crisis social que vive el país

Petroquímica Comodoro Rivadavia (PCR) detuvo las actividades de producción y exploración en los cuatro bloques hidrocarburíferos que posee en Ecuador. “Existe una situación de alteración sustancial del orden social con fuerte impacto en todo el país, entre ellas la región amazónica donde opera PCR”, señaló la compañía. La compañía Petroquímica Comodoro Rivadavia (PCR) detuvo las operaciones petroleras que tiene en Ecuador por la crítica situación social que atraviesa ese país por los paros nacionales y las movilizaciones en distintas ciudades y regiones conta el gobierno de Guillermo Lasso. PCR, una compañía de capitales argentinos, anunció que detuvo el bombeo de […]

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Latam Future Energy: Actores clave debatirán sobre modelo de negocios con hidrógeno verde en Chile

Latam Future Energy ofrece un nuevo evento para el sector energético renovable el próximo 6 y 7 de julio. La convocatoria incluye una conferencia de alto nivel junto al más sofisticado networking.

El escenario elegido es Chile, país que genera un enorme atractivo para invertir en hidrógeno verde. Inclusive desde el gobierno nacional planean impulsar la participación estatal y la integración regional en hidrógeno verde. Así lo sostuvo Julio Maturana, subsecretario de Energía de Chile, en exclusiva para Latam Future Energy.

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En el marco de aquel gran evento, actores clave del mercado chileno analizarán el pasado, presente y futuro del hidrógeno verde.

En concreto, durante la sesión vespertina de la primera jornada prevista para el 6 de julio, referentes del sector público y privado participarán de un panel de debate específico para este vector energético.

Se trata del panel denominado “Perspectivas e Iniciativas de inversión para el desarrollo de energías renovables e hidrógeno verde en Chile” del que participarán:

Andrés Rebolledo – Ex Ministro de Energía de Chile
Gabriela Manríquez Roa – Coordinadora de Política Regulatoria – Ministerio de Energía Chile
Hans Kulenkampff – Presidente – H2 Chile
Andrea Moraga – Gerente Unidad de Hidrógeno IIT – Universidad de Concepción
Carlos Finat – Experto en Energías Renovables
Juris Agüero – Director Innovación & Desarrollo Energético – Empresa Nacional de Petróleo
Rossana Gaete – Gerente de Hidrógeno Verde para América del Sur – AES Andes

Solicite la agenda completa del evento al correo: info@latamfuturenergy.com

La cartera de proyectos de hidrógeno verde en Chile genera gran atractivo. Sólo del 2020 al 2021 se había triplicado, pasando de 20 a 60 proyectos.

Al respecto, la asociación H2 Chile asegura que el país va en el buen camino para cumplir con la primera meta de alcanzar los 5 GW de capacidad de electrólisis en desarrollo al 2025 y, de seguir con estas señales, al 2050 la exportación de este energético explicaría más del 10% del PIB.

¿Qué retos y oportunidades surgen en el camino a aquel objetivo? Algunos temas que estarán sobre la mesa de debate este 6 y 7 de julio serán los desafíos para iniciar la producción de hidrógeno verde a gran escala, así como su transporte para consumo local y exportación.

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Colombia: Buenas expectativas de inversión en renovables tras liberar capacidad de transporte

Las empresas de servicios de estudios de conexión están trabajando a tope en Colombia. La implementación de la Resolución 075 está despertando interés en las empresas, que encuentran posibilidades de asignarse capacidad de red para poder desarrollar sus proyectos, preferentemente de energías renovables.

En diálogo con Energía Estratégica, Alejandro Piñeros, coordinador regulatorio de Óptima Consultores, indica que muchas de las preocupaciones que existían en torno a la aplicación del sistema de desvinculación y asignación de capacidad se están despejando.

“La UPME ha sido muy juiciosa en sus talleres de socialización y hoy estamos en un panorama mucho menos incierto” que al principio, observa el experto.

“Ya tenemos una versión para comentarios del algoritmo de asignación de la capacidad, que era una de las cuestiones que solicitábamos que sea transparente y replicable; y de hecho la UPME, en el documento que publica, reitera la necesidad de que el algoritmo cuente con estas virtudes”, explica.

En torno al algoritmo, que en base a ciertos criterios de ponderación (ver) terminará por dar prioridad a unos proyectos sobre otros, Piñeros considera que será útil para determinar asignaciones pero que “una de las principales dificultades es que no va a haber mucha diferenciación para dos proyectos que estén ubicados cerca, que tengan la misma tecnología y el mismo tamaño”.

“El algoritmo no va a permitir definir con facilidad cuál de los dos tiene mayor mérito, pero estamos de acuerdo con la UPME de que esos empates tan reñidos se vayan a producir”, asevera el joven especialista.

Considera que, teniendo en cuenta la situación actual, es muy probable que la UPME llegue a publicar a última versión sobre la aplicación del algoritmo a consulta pública en lo que queda de junio y que el 18 de julio, que es la fecha límite para radicar los procesos de conexión, terminará por aplicarse.

“Yo creo que vamos a tener algoritmo con el cual trabajar durante todo el segundo semestre y lleguemos a los conceptos antes del 31 de diciembre”, destaca el directivo de Óptima Consultores.

Cabe resaltar que la UPME informó que, hasta el 15 de junio se ha liberado un total de 6.504 MW, cifra que supera ampliamente a los 4.892 MW que se habían registrado el 18 de mayo pasado.

No obstante, la entidad informó que hay otros 1.492 MW pendientes por liberar. Y sumados a proyectos que están en análisis, como verificaciones de requisitos, el total de emprendimientos que podrían llegar a darse de baja alcanzarían los 10.529 MW.

“Lo más importante en cuanto a las liberaciones es que nos pone en un momento crucial para el sector en el que los conceptos que se emitan este año, tanto a los aprobados como a los que no le asignen capacidad de conexión, darán unas señales importantes de realmente cuanto espacio va a tener el sistema para 2023, 2024 y 2025”, enfatiza Piñeros.

El especialista asegura que, el hecho de que el nuevo marco de asignación sea estricto, exigente en materia financiera y en materia de desarrollo, genera mayor interés en el mercado. “Estamos viendo muchísimo interés, creemos que la UPME recibirá muchísimas solicitudes de conexión”, resalta el especialista.

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Generación distribuida: Chile registra un salto del 60% en conexiones de Netbilling

Mayo marcó un nuevo record en volumen de conexiones mensuales de Netbilling (sólo superado por diciembre del 2021) ya que se instalaron 558 proyectos por 6.141 kW.

Así lo indica el último reporte (ver) de la Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC). Se trata de un salto del 58% respecto a la potencia instalada que se registró durante el primer cuatrimestre: 10.560 kW (1.450 conexiones).

En suma, en lo que va de enero a mayo de este 2022 hubo 2.008 conexiones por 16.701 kW. De este modo, la cifra se acerca al récord del 2021, cuando se instalaron 3.168 proyectos por 34.428 kW.

Fuente: SEC

Acelerar las conexiones

Si bien los resultados de mayo demuestran una expansión en el interés de los usuarios por las conexiones de Netbilling, desde la industria esperan que el actual límite de hasta 300 kW pueda fijarse en 500 kW.

Este deseo va en línea con una de las promesas del Gobierno de Gabriel Boric, cuyo objetivo al término de su mandato es que Chile alcance los 500 MW de autogeneración. Es decir que, la actual potencia de poco más de 100 MW deberá cuadruplicarse en los próximos años.

Pero otro aspecto, más urgente, tiene que ver con el desarrollo de una Ley que establezca criterios claros de conexión a los emprendimientos de autogeneración.

En diálogo con Energía Estratégica, David Rau, vicepresidente en la Asociación Chilena de Energía Solar (Acesol), advirtió que los proyectos residenciales, actualmente con mucha actividad gracias al programa de Gobierno Casa Solar, “pueden demorar cuatro días en instalarse, pero entre uno a seis meses para certificarse”.

“Los clientes no entienden cómo se demora tanto y muchas veces queda como responsable la energía solar. Cuando un cliente compra algo no quiere esperar medio año para utilizarlo”, observa.

La normativa actual indica que, desde el ingreso de una notificación de conexión a la puesta en marcha del proyecto, la distribuidora no debería demorar más de 15 días en ejecutarla, pero ahí generalmente se presentan atrasos.

“A veces se pide algún cambio pero, junto con eso, se solicita un nuevo ingreso de solicitud donde el plazo comienza nuevamente de cero, demorando el proyecto”, indica Rau.

En efecto, esos 15 días pueden extenderse a 100 días. Según el directivo de Acesol, se estima que un 20% de los proyectos presentados están afectados. Hay empresas que solo ante una distribuidora tienen más de 200 emprendimientos de autogeneración con reclamos activos frente la Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC).

Rau sostiene que, de fondo, no se trata de una incapacidad ni de la SEC ni de las distribuidoras, sino más bien de la falta de una Ley que facilite e incentive la conexión de plantas para autogeneración y que quede bien claro cuáles son las responsabilidades de cada actor.

Explica: “Es clave que se reconozca que la Generación Distribuida es un trabajo de las distribuidoras. Como no existía esta actividad en su momento, la Ley de Electricidad no lo reconoce así. Entonces, toda la problemática de fondo que hay es porque es muy difícil de manejarla. La SEC no tiene mucha facultad para actuar y la distribuidora de cierta forma tampoco”.

Por ende, ahora desde Acesol están exhortando a las empresas a que eleven todos los reclamos ante atrasos en las conexiones de proyectos para que se pueda elaborar una “base de información necesaria para actuar correspondientemente”.

“Queremos dejar en claro que con esto no estamos estableciendo una crítica a la SEC, que de hecho hacen lo que pueden con el personal que tienen; sino que el foco aquí es mostrar y visibilizar que hay un tremendo problema y la idea de ofrecernos para encontrar soluciones y hacer los ajustes necesarios”, enfatiza Rau.

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Analizan el uso de fondos para energías renovables y almacenamiento en Puerto Rico

Puerto Rico declara tener una alta demanda de sistemas de generación solares fotovoltaicos junto a baterías para almacenamiento de energía, pero acceder a estas tecnologías sigue siendo un reto para el bolsillo de muchos usuarios.

Para eliminar la barrera de acceso a estas alternativas sostenibles para la generación y acumulación energética, los fondos públicos son una alternativa para masificar estos sistemas.

Sin embargo, la distribución del dinero en el sector energético aún favorecería en gran medida a los combustibles fósiles. En concreto, más de $3 mil millones de dólares podrían ser destinados en el siguiente año fiscal de Puerto Rico solo para energía basada en combustibles fósiles; mientras que, del otro lado de la vereda, no existirían expresamente “fondos para energías renovables” relacionados al año fiscal.

Lo que sí habrían son incentivos para energía renovable que se expresan en un solo programa de fondos CDBG-DR de $300 millones que serían para poner sistemas de energía solar con almacenamiento en aproximadamente 12,000 casas que fueron dañadas por el huracán Maria. 

“Nadie sabe cuánto tiempo tomará para que este programa se concluya pero al ritmo actual serían más de 10 años”, se lamentó PJ Smith, presidente de la Asociación de Energía Solar y Almacenamiento de Puerto Rico (SESA).

Ahora bien, también advirtió que la gran mayoría de los fondos disponibles (unos $10 mil millones en fondos FEMA y $20 mil millones en fondos CDBG) en general pueden ser dirigidos a solucionar problemáticas traídas a raíz del Huracán que llevó a la muerte de más que 3,000 puertorriqueños en 2017 y 2018. Y entre las alternativas posibles se podría proveer energía renovable con almacenamiento a casas, negocios y servicios críticos para que funcionen durante apagones. 

¿Qué barreras impiden encauzar los fondos? “El 100% de los fondos aprobados para Puerto Rico a nivel federal están completamente disponibles hoy; o sea, no existe ninguna restricción a nivel federal”, señaló Smith. 

Aquello no es menor ya que no hay mucha claridad sobre quién y cómo encauzará, por ejemplo, los $10 mil millones de fondos de FEMA y si estos precisan aprobación de una u otra entidad. Si es la PREPA, LUMA, COR3 o el Negociado de Energía. 

“En ese momento FEMA está recibiendo señales contradictorias y les resulta difícil discernir cuáles son realmente las prioridades de Puerto Rico”, observó Smith.

De allí que haya considerado que encauzar los fondos e implementarlos en programas determinados de fomento a renovables y almacenamiento depende de cuán rápido los departamentos de gobierno de Puerto Rico pueden trabajar en equipo con la industria de energía solar y de almacenamiento de energía para programar una administración y diseño ideal para destinar aquellos fondos. 

“Uno de los problemas más grandes en este momento es que no hay una gestión para unir todos los diferentes tipos de fondos federales para desarrollar soluciones que tomen en consideración todos los factores involucrados. Por eso, hay muchos diferentes procesos en camino a la vez, sin una persona o una organización o agencia del gobierno coordinado todo”, cuestionó.

Y subrayó: “Hoy, lo más urgente es proteger vidas”.

En tal sentido, valoró como necesario empezar a canalizar los fondos disponibles, como los $75 millones del programa “City Revitalization Program” CDBG-DR, en iglesias y centros comunitarios; o los  $500 millones de fondos CDBG-MIT, para incentivos de energía solar con almacenamiento vinculados a mitigación. 

“Lo más importante con estos fondos es hacer pensamiento crítico de cómo mitigar la pérdida a través de sistemas nuevos (los cuales no irían a estar construidos sin el apoyo de estos fondos), con un proceso colaborativo involucrando expertos actuales en energía con del Departamento de Energía federal (DOE), el Programa de Energía de Puerto Rico, expertos de la industria de energía solar y de almacenamiento – incluyendo fabricantes, vendedores, instaladores, los que proveen financiamiento, y otros.  Lo más urgente es que pase este proceso colaborativo, que hasta el día de hoy no ha pasado”, observó el referente de SESA.Y concluyó que, como resultado de un proceso como aquel, los fondos podrían definir destinarse a:

Edificios que sirven para servicios críticos (bomberos, policía, doctores, etc) para que los “critical responders” puedan funcionar durante emergencias.
Las casas de las familias de los trabajadores que trabajen en servicios críticos.
Personas con problemas graves médicos.
Personas mayores de edad que son de alto riesgo.
Multi-family housing, donde el gobierno es el dueño.
La gente de muy bajo ingresos (como, bajo 50% del nivel de pobreza).
Las casas y negocios que son los últimos en estar reconectados al sistema de energía durante apagones después del huracán Maria.  En tal sentido, puede ser enfocados en los últimos 200,000 clientes que fueron reconectados a la red de energía después de María.
Sistemas de “Community Solar con Almacenamiento” que proveen energía a múltiples casas y negocios durante apagones.
Negocios que satisfacen necesidades críticas durante emergencias, como alimentos, agua y medicamentos.
Programas de incentivos para la población general (con una prioridad más baja con menos fondos o sin fondos, si estos no son suficientes para los otros 9 con prioridades más altas).

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Comercializadores señalan que Brasil incorporará 250 parques eólicos y solares para 2026

Un relevamiento de la Cámara de Comercialización de Energía Eléctrica (CCEE) señala que 241 grandes centrales solares y eólicas deberán entrar en operación comercial en Brasil hasta enero de 2026, inyectando casi 6.000 megavatios de potencia al sistema eléctrico, equivalente a casi la mitad de la capacidad del Central Hidroeléctrica de Itaipú.

Los datos son de proyectos ya contratados en subastas de energía nueva realizadas en los últimos años por la propia CCEE y la Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL). La inversión destinada a la construcción de estos proyectos es del orden de R$ 34 mil millones y será aplicada por empresas que apuestan cada vez más por el potencial de generación de energía renovable de Brasil.

En la evaluación de Rui Altieri, presidente del Consejo de Administración de la CCEE, además de las ganancias ambientales y la generación de empleo, el crecimiento de esas fuentes aumenta la confiabilidad del Sistema Interconectado Nacional (SIN).

“La diversificación de la matriz ayuda a reducir nuestra dependencia de la hidrología y los embalses de agua, que siguen siendo nuestros principales recursos energéticos, y garantiza mayor comodidad para enfrentar los impactos en tiempos de cambio climático”, explica.

La mayoría de los proyectos operarán en el Nordeste, en los estados de Rio Grande do Norte, Bahía, Piauí y Paraíba, donde históricamente la incidencia solar y la prevalencia de vientos favorables para la generación de energía son mayores.

La capacidad instalada de parques eólicos y solares en Brasil pasará de los actuales 27.000 megavatios a 33.000 megavatios, y se estima que estas nuevas plantas ofrecerán en conjunto al SIN un promedio de 1.646 MW cada año.

La generación eólica es considerada la tercera fuente de energía eléctrica del país, hoy con 813 plantas. Este segmento comenzó a surgir en 2005, influenciado por la reducción de los precios de los equipos necesarios y la creación de una industria nacional de palas y torres.

El mercado solar fotovoltaico es más reciente, con cierta representación a partir de 2015. Hoy existen 187 grandes plantas que producen energía a partir del sol, las cuales son responsables de cerca del 1% del abastecimiento al SIN.

La generación de electricidad a partir del viento y el sol no genera residuos y tiene un bajo impacto ambiental. En el caso de los parques eólicos, este tipo de negocio aún brinda numerosos beneficios indirectos como, por ejemplo, ingresos para los propietarios de terrenos con el arrendamiento para la colocación de torres y también permite al propietario continuar con plantaciones o ganadería.

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El Gobierno argentino estima presentar su estrategia de hidrógeno en diciembre de este año

Rodrigo Rodriguez Tornquist, subsecretario de conocimiento para el desarrollo de la Secretaría de Asuntos Estratégicos de la Presidencia de la Nación, dio a conocer más detalles sobre la Estrategia Nacional de Hidrógeno 2030 (EAH2).

Y entre los principales aspectos que mostró durante un webinar organizado por el gobierno de Río Negro, se resaltó que la fecha de publicación de la EAH2 está estimada para diciembre del corriente año.

“Si bien otros países de la región ya lanzaron su estrategia de hidrógeno verde y nos sacaron un poco de ventaja, entendemos que todavía estamos a tiempo y en el momento oportuno para dar las discusiones sobre cómo diseñar los lineamientos de una política de estado”, aseguró el funcionario. 

“Debemos consultar a los distintos actores relacionados a las políticas de H2 y construir acuerdos que permitan llevar a la práctica el potencial del país. Proponemos una serie de lineamientos para abordar una discusión seria para realizar los estudios técnicos, dar los debates apropiados y clarificar posiciones, así como también entender las expectativas de cada sector”, agregó. 

Asimismo, dentro de los objetivos estratégicos y metas operativas, Rodríguez Tornquist se refirió a la importancia de diseñar un régimen normativo y de incentivos para el sector, aunque aclaró que “sin cambiar las reglas del juego cada cierta cantidad de años”. 

Por ende, sostuvo que [desde el gobierno] se toman “el tiempo adecuado para desarrollar una estrategia, construir los acuerdos y formalizar el texto de la norma que se enviará al congreso durante este año”. 

Aunque cabe recordar que ya hay un proyecto de ley ingresado en la Cámara de Diputados de la Nación, desarrollada por la Plataforma H2 Argentina y presentada al Poder Legislativo por el ahora ex diputado Gustavo Mena. Proyecto que todavía no fue debatido en la Cámara Baja. 

¿Nuevo consorcio a la vista?

Rodrigo Rodríguez Tornquist reconoció que esta semana, en el marco de la mesa interministerial” surgió “la necesidad de crear alguna alianza o consorcio territorial de las provincias que componen la región patagónica”. 

¿Por qué? Debido al despliegue de la infraestructura necesaria para desarrollar el H2, la cual “demandará intervenciones territoriales muy importantes”, tomar las determinaciones y establecer las condiciones para asegurar los flujos de inversiones. 

“Necesitamos una visión regional que articule desde Tierra del Fuego hasta, por lo menos, la provincia de Buenos Aires, además de planificar un desarrollo territorial sostenible que identifique donde desplegar las líneas de alta tensión y los miles de megavatios eólicos, entre otros aspectos”, concluyó. 

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El ministro Almonte recibió a empresarios interesados en invertir en proyectos de energía renovable

El ministro de Energía y Minas (MEM), Antonio Almonte, recibió la visita de cortesía de los señores Frank Lowenstein y Maria Vorobiera, representantes de la empresa multinacional SkyPower Global, que tiene interés de impulsar proyectos de energía renovable en República Dominicana.

El ingeniero Almonte, acompañado del viceministro de Energía, ingeniero Rafael Gómez Del Giudice, escuchó las explicaciones de los representantes de la citada  empresa que cuenta con amplia experiencia en el sector de energía solar, generando más de 25 gigavatios a nivel mundial.

Lowenstein explicó que la empresa tiene más de 30 acuerdos de compra de energía PPAs con varios gobiernos e instituciones públicas, y que su interés es conocer las potencialidades y necesidades de República Dominicana en aras de impulsar proyectos futuros de inversión.

El interés de SkyPower es desarrollar, financiar, construir y operar 300 MW de proyectos de energía solar fotovoltaica a escala de servicios públicos, generando energía accesible, eficiente y asequible para República Dominicana.

Junto al ministro Almonte y al viceministro Gómez estuvieron el asesor Viriato Sánchez y la señora Helen Pérez, de la Dirección de Relaciones Internacionales del MEM.

Lowenstein se incorporó a SkyPower Global como vicepresidente de Inteligencia y Relaciones Gubernamentales Globales, y desde este cargo moviliza la acción del sector privado para acelerar una transición energética sostenible en los mercados emergentes.

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Optimizar la red: ¿Cuáles son las condiciones para maximizar nodos e incluir más renovables?

Teniendo en cuenta la nueva normativa que obliga a las distribuidoras a destinar un 10 por ciento de sus planes de inversión a la ampliación de la capacidad de la red, se discutieron las alternativas para enfocarse en las oportunidades que surgen de la situación actual. 

En el marco de la jornada “Acceso y Conexión”, organizada por la Asociación de Empresas de Energía Eléctrica (AELEC), Javier Rodriguez, Director de Regulación de Renovables de E-distribución (Grupo Endesa), afirmó que hay varios caminos para incorporar aún más renovables a la red. 

“Más allá de los desafíos propios de la congestión, existen oportunidades para realizar inversiones eficientes que permitan la incorporación de más energía limpia”, expuso el directivo. 

En este sentido explicó que son “tres mundos” los que hay que conocer para optimizar los procedimientos de gestión. 

En principio, el mundo donde el acceso es exclusivo de transporte y no hay intercepción por la distribución. 

Aquí existen subestaciones de la red que podrían admitir más generación renovable pero que por alguna razón no se ha otorgado y que el distribuidor podría hacerlo sin competencia.

En segundo lugar, uno ubicado en el extremo opuesto, donde el acceso es únicamente para la distribución, en el que la red de transporte no compite. 

En este caso, los gestores de red de distribución pueden dar capacidad de acceso a aquellos que prefieren no vivir en la intersección entre el transporte y la distribución. 

Por último, existe un mundo intermedio donde sí se debe tener en cuenta esta convivencia entre ambas.

Como detalló Rodriguez, para los nudos que no forman parte de zonas estáticas o dinámicas y en los que limita el WSCR, “salvo en la competencia entre fotovoltaica en distribución y biomasa y termosolar, el distribuidor debería tener bastante margen para dar a renovables”. 

En cuanto a los nudos con aceptabilidad en transporte pero solo conexión posible en distribución, destacó que el 23 por ciento del total tienen la posibilidad de acceso sin competencia con red de transporte. 

Por último, para los nudos con aceptabilidad en transporte pero solo conexión posible en distribución, existe gran capacidad aprovechable y pone como ejemplo la comunidad de Andalucía donde hay 505 MW disponibles. 

“¿Tiene sentido invertir en estos nudos? Claro que sí, ya que será una forma de hacer inversiones eficientes donde nos aseguramos que invertimos allí donde el transporte no puede dar capacidad”, opinó el Director de Regulación de Renovables de E-distribución. 

Solicitudes de acceso de menos de 5 MW

Según Rodríguez, al igual que se ha hecho reservando la capacidad para el autoconsumo, se podría haber reservado capacidad para estas pequeñas plantas. 

Asimismo critica que existe un gris en la normativa que permite que grandes plantas segmenten las tramitaciones para aprovechar los beneficios de este procedimiento. 

“Nosotros vemos solicitudes que se han dividido en plantas de 4,9 MW, y esto ocurre en muchas ocasiones. No se puede hacer mucho porque estrictamente la norma lo habilita. Por lo que habría que cambiar la norma”, indicó el representante de Endesa. 

Lo que propone para mejorar esta situación, es que a este segmento, se lo atienda con una capacidad específica. Además, mejorar los filtros para que no se acepten ese tipo de divisiones.

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Red Eléctrica España detalla los permisos de conexión que involucran energías renovables

El 22 de marzo de este año, el Consejo de Ministros de España aprobó el Plan de Desarrollo de la Red de Transporte de Energía Eléctrica, con horizonte a 2026, y una inversión de €6.964 millones.

Durante el webinar “Solicitud de acceso y conexión a la red”, organizado por Red Eléctrica España (REE), Carmen Longás, Responsable del Departamente de Acceso a la Red, destacó algunos cambios en el proceso y las tramitaciones, luego de la implementación del plan.

“En primer lugar, quiero remarcar los nuevos criterios de cálculo y las especificaciones de detalle, que si bien son complejos (antes teníamos criterios mucho más simples), a nosotros como operador de sistema nos dan ahora una señal para saber si lo que se va a conectar está cerca de lo que el sistema va a ser capaz de integrar”, comentó la ejecutiva.

Como segundo aspecto, apuntó hacia los procedimientos de acceso y conexión, marcando una mejora en sus establecimientos, y además facilitar los requerimientos para presentar una solicitud, desde papeles que falten, qué información es necesaria y el tratamiento de las garantías económicas.

“Estamos empezando a ver algunas solicitudes de permisos de conexión de almacenamiento, y también algunos de hibridaciones (eólico/fotovoltaico). Estos son dos aliados muy importantes que tenemos de cara al futuro que visualizamos, y la nueva normativa es la que permite tener estas figuras”, remarcó la directiva.

Como siguiente punto, hizo hincapié en la tramitación conjunta del acceso y conexión, y cómo ahora, al gestionarse ambos procesos al mismo tiempo, el trámite resulta más ágil.

Asimismo, resaltó la importancia de la subasta de capacidad de acceso en la red, presentada hace unas semanas por el Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico (MITECO). 

Este concurso adjudicará permisos para 5,8 GW, brindando acceso de 17 nudos de la red de transporte a proyectos de instalación de energías renovables y almacenamiento.

“Veremos si con estas licitaciones se puede dar un orden a todo lo que hemos visto en los últimos años, en el terreno del acceso y conexión de España”, indicó Longás.

Finalmente, recalcó que, a diferencia de su antecesor, este plan no visualiza al carbón dentro de la producción energética en 2026. Se pone como objetivo un 72% de generación sin emisiones, y 56% no hidráulica.

Hoy en día, el sistema eléctrico español cuenta con cerca de 114.600 MW de potencia instalada, de los cuales el 57,3% son provenientes de tecnologías renovables.

 

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Asunción Borrás es la nueva vicepresidenta de la Asociación Chilena de Hidrógeno

El directorio de la Asociación Chilena de Hidrógeno (H2 Chile) anuncia un cambio en su vicepresidencia, luego de conocerse la noticia de que Olivia Heuts, representante de la empresa Colbún en el directorio, asumiera otros rumbos laborales. Fue así como la directiva del gremio representante del hidrógeno verde en Chile, según señalan los estatutos, tuvo que definir otra representante para asumir este rol tan importante, siendo elegida Asunción Borrás, Head de Desarrollo de Negocio H2 en ENGIE Chile, y quien forma parte del directorio hace dos años.

Tras su nombramiento, Asunción Borrás señaló que “asumir la vicepresidencia de H2 Chile significa un gran voto de confianza a ENGIE por parte del Directorio de la asociación, así como del resto de la industria mediante los socios representados. Además, es una oportunidad para seguir demostrando y dando visibilidad a nuestro compromiso con el desarrollo de la industria del hidrógeno renovable. Estoy muy comprometida para contribuir en la aceleración de la colaboración público-privada y en materializar proyectos en el país. En esto último hoy existe un gran desafío, poner claridad en su regulación y permisos para tener una visión clara de su futuro».

Borrás se desempeñaba anteriormente como secretaria de la mesa directiva, rol que fue asumido por Erwin Plett, socio profesional y director de H2 Chile. Al mismo tiempo, el directorio ratificó la propuesta de Colbún, aprobándose el ingreso de Juan Pablo Fiedler, Gerente de Hidrógeno Verde de la misma compañía, como su representante en el directorio.

Hans Kulenkampff, presidente de H2 Chile, expresó al respecto que “en nombre del directorio y las empresas socias del gremio del hidrógeno, le doy la más cordial bienvenida a Asunción, quien asume este importante rol. No me cabe duda de que será una excelente representante de nuestra asociación. Adicionalmente, quiero agradecer a Olivia Heuts por su dedicación y aporte a H2 Chile durante su desempeño como directora y Vicepresidenta, junto con desearle el mayor de los éxitos en sus nuevos desafíos”.

Con este nombramiento, la asociación confirma su compromiso por seguir avanzando en una mayor participación de mujeres en la industria energética y, especialmente, en los espacios de toma de decisiones, tan importante para lograr una transición energética justa. La llegada de la nueva vicepresidenta de H2 Chile, se celebra, además, pocos días después de que el Ministerio de Energía lanzara su Oficina de Género y Derechos humanos de la cartera, reforzando la importancia de contar con más mujeres en los directorios, donde actualmente, según un estudio del Ministerio a través de la iniciativa “Energía +Mujer”, sólo representan el 10% en este sector.

Con este cambio, el directorio quedó conformado de la siguiente manera:

Presidente: Hans Kulenkampff, socio profesional.

Vicepresidenta: Asunción Borrás, representante de Engie.

Tesorero: Juan Pablo Zúñiga, socio profesional.

Secretario: Erwin Plett, socio profesional.

Directora ejecutiva: Andrea Moraga.

Director: Andrés Alonso, representante Antofagasta Minerals.

Directora: Alexandra Belaúnde, representante de Arcadis.

Director: Juan Pablo Fiedler, representante de Colbún.

Director: Mario Gómez, representante de TCI Gecomp.

Directora: Grace Keller, socia profesional.

Director: Luis Sarrás, representante de AES Chile.

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Alemania evalúa expropiar tuberías del Nord Stream 2

El Ministerio de Economía alemán se plantea reconvertir parte del controvertido gasoducto Nord Stream II en una conexión para una terminal de gas líquido en la costa báltica, según informaciones de la revista “Der Spiegel”.

Nord Stream 2 fue construido para transportar gas desde Rusia hasta Alemania a través del Báltico y aunque ha sido terminado no ha entrado en funcionamiento debido a la invasión a Ucrania.

El plan del ministerio, según “Der Spiegel”, es expropiar la parte del gasoducto que está en Alemania y separarla del resto del sistema. Las cañerías que atraviesan territorio alemán, que van de tierra firme al mar podrían conectarse a la terminal móvil de GNL (regasificadora)

El gasoducto conecta a un sistema de distribución que puede repartir gas hasta el sur de Alemania.

Técnicamente la operación se considera realizable pero hay una serie de problemas jurídicos que habría que resolver.

El consorcio estatal ruso Gazprom, que forma parte del consorcio que debería administrar el gasoducto, podría rechazar la operación.

Algunos directivos de la empresa tienen incluso la expectativa de que el gasoducto pueda entrar en funcionamiento en dos o tres años cuando termine la guerra y las relaciones entre Rusia y Alemania se normalicen.

Un temor que, según “Der Spiegel”, existe en Berlín es que la medida genere reacciones en Rusia en forma, por ejemplo, de expropiaciones de empresas alemanas.

El ministerio no ha querido ni confirmar ni desmentir los planes y un portavoz se ha limitado a decir que se siguen buscando posibilidades de construir terminales de gas líquido y que el uso de la infraestructura ya existente puede ser una alternativa.

La construcción de Nord Stream 2 generó fuertes tensiones entre Alemania y EEUU así como entre Alemania y varios países de Europa Oriental.

Ya la construcción de Nord Stream I, otro gasoducto que está en funcionamiento, había generado críticas porque contribuía a reforzar la dependencia energética de Alemania frente a Rusia y, además, perjudicaba los gasoductos que pasan por Polonia y Ucrania.
.EFE

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En el gobierno destacan que durante la última década toda la actividad exploratoria offshore se realizó sin registrarse ningún tipo de accidente

La coordinadora de Exploración de Hidrocarburos de la Secretaría de Energía, Silvia Corral, dio a conocer los planes de manejo para las actividades Offshore propuestos por el gobierno. En este sentido exhibió la iniciativa de fiscalización para la actividad sísmica y advirtió que “en la última década se realizaron 93.271 kilómetros de sísmica 2D por el desarrollo que tuvo la Cuenca Austral y 17.807 kilómetros cuadrados en 3D”. Frente a esto, aseveró que “toda esa actividad exploratoria se realizó sin registrarse ningún tipo de accidente, ni situación de contingencia asociados a esos proyectos”.

A su vez, explicó que “esta actividad no es nueva, se viene haciendo sísmica y pozos en el Mar Argentino desde hace años. Antes del 2010 llevábamos 306.000 kilómetros de sísmica 2D y más de 11.000 kilómetros cuadrados de sísmica 3D”, según precisó en el evento sobre la actividad Offshore organizado por el IAPG, el CAI y la AIDIS.

Por este motivo, Corral sostuvo que “los planes de manejo residen en controlar la actividad y verificar el plan de gestión ambiental con sus correspondientes programas, como así también la ejecución de los puntos enunciados en la Declaración de Impacto Ambiental (DIA)”.

Tres instancias

Para llevar adelante el control y la fiscalización de la DIA, la Dirección Nacional de Exploración y Producción (DNEyP) creó tres instancias de seguimiento. La primera se dará antes del inicio del proyecto, la segunda se ejecutará durante la puesta en marcha y la tercera una vez que se haya finalizado con la actividad.

En la primera etapa, las empresas deberán solicitar el Permiso de Inicio de Actividades con la documentación actualizada sobre el Plan de Gestión Ambiental, presentando las habilitaciones, certificaciones y los cronogramas de cada actividad.  Se analizará toda la información presentada y luego se emitirá la conformidad para dar inicio al trabajo.

Corral se refirió a la situación del Offshore en Mar del Plata e indicó que “en este momento, tras la resolución del Juez de Cámara, la empresa (Equinor) ya estaría en condiciones de contratar los barcos y traerlos para adquirir la sísmica, habiendo cumplido primero con todos los requerimientos del estudio de impacto ambiental, para luego presentarse en la Dirección y solicitar el Permiso de Inicio de Actividades”.

Para la segunda instancia, la Dirección dispondrá canales de comunicación para informar sobre cualquier situación que pueda surgir. La operadora deberá entregar todas las auditorias, reportes diarios, incluso los de los observadores marinos, de forma diaria, excepto el shooting plan que deberá ser presentado una vez por semana. Todos los monitoreos deberán comunicarse mediante planillas.

Por último, una vez terminada la adquisición de la sísmica la operadora deberá presentar un informe final de todo el proyecto donde presente los planes efectuados, junto con las muestras de agua y temperatura, si existieron, para que luego la Dirección lo pueda compartir con los sectores involucrados.  

La transición energética y la producción offshore

El presidente del Centro de Estudios de la Actividad Regulatoria Energética (CEARE), Raúl Bertero, marcó el papel de Argentina como actor global en la transición energética y aseveró que “tenemos responsabilidad con nuestro planeta y con la Nación que derivan de los recursos energéticos”.

Bertero consideró que “Argentina puede ayudar a la descarbonización del mundo porque tiene el espacio y la capacidad para producir energías verdes y puede ayudar a reducir la contaminación del dióxido de carbono mediante el gas, el combustible de transición, lo que se presenta como una oportunidad”.

También aludió al petróleo y afirmó que “la demanda va a seguir existiendo y también alguien va a abastecerla. Nosotros podemos hacerlo con el offshore porque es menos perturbador un mega yacimiento que muchos pequeños, lo cual también contribuye a la mejora del medio ambiente”.

A continuación, agregó que “no deberíamos renunciar a saber cuánto petróleo hay en nuestro Mar Argentino, la exploración es imprescindible y los riesgos ambientales son mínimos, no se debería hacer eso, siempre y cuando los estudios de riesgo ambiental y la operación aseguren que el riesgo de afectar en forma significativa a la fauna marina es mínimo”.

Por último, Bertero trazó un paralelismo entre Argentina, Noruega y Brasil respecto a la producción Offshore. En base a esto mostró que Noruega produce 2.001 millones de barriles lo que representa US$ 73.000 millones por año. Por su parte, Brasil genera 3.026 millones de barriles por día que se traducen a US$ 110. 440 millones por año. Por lo cual afirmó que «Argentina produce hoy 600 millones de barriles por día y con esto tiene una ventana de oportunidad».

Fauna marina y el Offshore

El ingeniero Diego Rodríguez perteneciente al Instituto de investigaciones Marinas y Costeras- CONICET y Universidad de Mar del Plata- manifestó que “existe un reducido grupo de especies relativamente bien estudiadas, pero para la mayoría se desconocen aspectos básicos. Hay poco apoyo institucional para el estudio de los mamíferos marinos y la actividad offshore”.

Siguiendo con esto, advirtió que “no existen aún estudios en el Mar Argentino sobre los impactos de la prospección sísmica, los estudios de biología y ecología están realizados principalmente por instituciones académicas, las instituciones oficiales no tienen misiones especificas para la evaluación y monitoreo de mamíferos”.

Frente a esto, concluyó que “es necesario establecer diálogos y articulaciones entre los actores involucrados” respecto a los mamíferos marinos “promover la planificación marina espacial y mantener estándares ambientales altos para las actividades en el mar”.

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Falleció Pedro Milla, líder de uno de los principales sindicatos petroleros del país

Pedro Milla, secretario general de la Federación Argentina Sindical del Petróleo, Gas y Biocombustibles (FASPGyBio), falleció este jueves por la tarde en las oficinas del gremio en la Ciudad de Buenos Aires, según confirmaron fuentes sindicales.

Milla, uno de los referentes del sindicalismo petrolero a nivel nacional, sufrió un episodio cardíaco que lamentablemente no logró superar. Desde la Federación expresaron que “la partida de Pedro enluta a toda la familia Petrolera, al sindicalismo y al mundo del trabajo. Nos deja un compañero íntegro, fiel a sus convicciones y profundamente peronista, que entregó su vida a la defensa de los trabajadores y el crecimiento de nuestra actividad”.

“Era una persona de diálogo, un líder sindical que entendía que se construía a partir de la interlocución con los actores del sector”, declaró un directivo de una empresa petrolera cercano a él.

Milla llegó a la secretaría general de la Federación en 2018 y acababa de ser reelecto al frente del gremio. La Federación contiene a los gremios de base de Avellaneda; Capital; Bahía Blanca y La Pampa; Córdoba, La Rioja y Catamarca; Buenos Aires; Entre Ríos; Zona Norte de Santa Fe; Santa Fe; San Lorenzo, Rosario; Chaco, Corrientes, Formosa y Misiones; Salta y Jujuy; Tierra del Fuego; y Zona Norte de Santa Cruz. Su principal base sindical eran las refinarías de Luján de Cuyo (YPF), Ensenada (YPF), Campana (Axion), Dock Sud (Shell) y Bahía Blanca (Trafigura). Allí tenía la mayor cantidad de afiliados.

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Petrolera argentina frena operaciones en Ecuador por la crisis social que vive el país

La compañía Petroquímica Comodoro Rivadavia (PCR) detuvo las operaciones petroleras que tiene en Ecuador por la crítica situación social que atraviesa ese país por los paros nacionales y las movilizaciones en distintas ciudades y regiones conta el gobierno de Guillermo Lasso. PCR, una compañía de capitales argentinos, anunció que detuvo el bombeo de crudo en dos campos en operación y en dos bloques exploratorios que posee en la zona del Amazonas ecuatoriano. La compañía, que en el país tiene operaciones en las cuencas Neuquina y del Golfo de San Jorge, no precisó una fecha de reanudación de las operaciones en ese país.

Se trata de los bloques que están en producción conocidos como Pindo y Palanda Yuca-Sur, ambos de la cuenca Napo, ubicada en la Amazonia. PCR posee el 40% de los bloques ecuatorianos desde 1999 y adquirió el 100% total en 2014. Tiene las concesiones hasta 2027 en Pindo y 2025 de Palanda Yuca-Sur. Además, la compañía detuvo los trabajos exploratorios en los bloques Sahino y Arazá Este.

Freno al bombeo

La compañía, que tiene operaciones en hidrocarburos, cemento y energías renovables en la Argentina, informó a la Comisión Nacional de Valores (CNV) que “debido a la situación actual por la que atraviesa la República del Ecuador, a causa de las movilizaciones a nivel nacional por parte de la Confederación de Nacionalidades Indígenas del Ecuador (CONAIE) y otros movimientos sociales y sindicales, existe una situación de alteración sustancial del orden social con fuerte impacto en todo el país, entre ellas la región amazónica donde opera PCR, incluyendo situaciones de violencia y modificaciones del orden público”.

Además, la compañía advirtió que en la noche del martes 21 al miércoles 22 de junio, “ante amenazas recibidas por parte de ciertas comunidades locales, nos vimos obligados a proceder al paro de la totalidad de los pozos del yacimiento Pindo, dejando al mismo sin producción ni bombeo desde esta madrugada. Por otra parte, en el día de ayer (21 de junio) el bloque Palanda Yuca-Sur ha dejado de bombear la totalidad del crudo producido en dicho yacimiento”.

El yacimiento Pindo produce aproximadamente un total de 5.550 barriles/día, mientras que el Palanda Yuca-Sur tiene un promedio productivo de alrededor de 2.400 barriles/día.

Sin fecha de reanudación

PCR también subrayó que inició un “apagado de pozos de forma progresiva y paulatina” en estos campos petroleros “hasta alcanzar el cierre total del yacimiento en aproximadamente los siguientes ocho días corridos, esto por falta de capacidad de almacenaje en el bloque”.

Las actividades de exploración que PCR venía llevando adelante en los bloques Sahino y Arazá Este también “fueron suspendidas totalmente por falta de insumos y seguridad en la región circundante”.

El Ministerio de Energía y Minas de Ecuador dictó esta semana una resolución mediante la cual declara “la fuerza mayor para todas las operadoras de exploración y explotación de hidrocarburos y todas las fases de la cadena hidrocarburífera que se hayan visto afectadas por las movilizaciones y paro general de actividades antes referidas”, indicó PCR.

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Scioli confirmó que Fernanda Ávila seguirá al frente de la Secretaría de Minería

Luego de la ruidosa salida de Matías Kulfas y el desembarco de esta semana de Daniel Scioli al frente del Ministerio de Desarrollo Productivo, el exembajador en Brasil confirmó que Fernanda Ávila continuará al frente de la Secretaría de Minería de la Nación, que depende de la cartera productiva. Este miércoles Scioli se reunió en privado con Ávila y, además de confirmarla como titular de la cartera, dialogaron sobre los programas, planes y agenda de trabajo del área, según indicaron fuentes oficiales a EconoJournal.

Luego, ambos participaron de una reunión con los gobernadores de Catamarca, Raúl Jalil, de Jujuy, Gerardo Morales, y de Salta, Gustavo Sáenz, que estuvo mediante una videoconferencia. Scioli indicó que la reunión fue “para seguir impulsando el potencial minero del norte argentino” y añadió que “el mundo demanda lo que nuestro país tiene, el litio y el cobre”. “Hoy siguen creciendo las inversiones mineras, lo que significa más desarrollo, exportaciones y puestos de trabajo. Quiero destacar la gran tarea que han realizado los gobernadores en crear las condiciones para la recepción de inversiones por más de 4.000 millones de dólares”, afirmó el flamante ministro. Y agregó puntualmente sobre el litio: “con los proyectos en Jujuy, Catamarca y Salta aumentará enormemente la producción, pasando de 37.500 toneladas de litio a más de 200.000”.

Secretaría de Minería

La cartera minera está a cargo de la catamarqueña Fernanda Ávila (abogada, 33 años) desde diciembre del año pasado, luego de la salida del sanjuanino Alberto Hensel. Se trata de una funcionaria de confianza del gobernador peronista de Catamarca, Raúl Jalil, donde era titular del Ministerio de Minería desde agosto de 2020.

Fue la segunda mujer en ocupar la Secretaría de Minería de la Nación luego de Carolina Sánchez, que estuvo en ese cargo entre julio de 2018 y diciembre de 2019. Otros funcionarios que permanecerán en la cartera minera son Pamela Morales, subsecretaria de Desarrollo Minero, y Enzo Araya, subsecretario de Política Minera.

El sector: litio, cobre y oro

La Secretaría de Minería subrayó que el litio tiene dos proyectos en producción y expansión, que son Fénix en Catamarca (con la empresa Livent) y Salar de Olaroz en Jujuy (con Allkem). En tanto, hay seis proyectos en construcción en las provincias de Catamarca, Jujuy y Salta que permitirán que el país pase de producir 37.500 toneladas a 200.000 toneladas anuales de litio.

En la actualidad, el país cuenta con 119 proyectos mineros en marcha y 95 proyectos en estadios avanzados. Asimismo, el sector emplea de manera directa a 35.000 personas. La minería metalífera y de litio comprende 18 proyectos en operación, donde los principales productos son oro, plata y litio, mineral que se encuentra atravesando un boom de inversiones, con anuncios desde inicios de 2020 que se ubican próximos a los U$S 4.000 millones, según información oficial.

Las inversiones productivas anunciadas en minería desde enero de 2020 superan los U$S 10.000 millones, de los cuales se estima que aproximadamente U$S 6.000 millones se ejecutarán durante el período 2022-2024.

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Rucci: “Si la industria no toma nota de todo lo que ha venido pasando, esto va a terminar muy mal”

El secretario del Sindicato de Petroleros Privados de Neuquén, Río Negro y La Pampa, Marcelo Rucci, denunció la falta de inversión que existe por parte de las empresas en materia de seguridad e higiene y aseveró que “no puede ocurrir que en un metro cúbico de gas o de petróleo sea más importante que la vida de un trabajador. Si la industria no toma nota de todo lo que ha venido pasando, esto va a terminar muy mal”.

El líder del gremio petrolero del país, con epicentro en Vaca Muerta, dialogó con EconoJournal telefónicamente el miércoles a última hora tras la muerte de un joven operario de la empresa de servicios Radikuamn, contratista de YPF, en el yacimiento Río Neuquén, debido a la falla de los protocolos de seguridad. El sindicato había convocado a un paro de 24 horas en la cuenca Neuquina, pero la medida de fuerza fue desactivada tras la intervención del Ministerio de Trabajo.

Rucci cargó, a su vez, contra la flexibilización de la actividad que significó la masificación de los contratos de tipo on call en la industria petrolera. “Ese sistema precarizó el trabajo de los obreros petroleros y de las PyMES”, advirtió y aseguró que “si no se termina con esto vamos a seguir lamentando este tipo de sucesos”.

A su vez, adelantó que “el Ministerio de Trabajo va a establecer la fecha para activar el Comité Mixto de Seguridad e Higiene” a fin de que los pedidos elevados por parte del Sindicato sean escuchados y se eviten los accidentes.

La falta de seguridad en el campo es una crítica recurrente de parte del sindicato sobre todo en el caso de algunas empresas contratistas. Si analiza el escenario de los últimos dos años, ¿ve alguna mejora?

-No, no veo mucha mejora. Sabemos que trabajamos en una actividad de riesgo pero que los podemos mitigar haciendo un trabajo en conjunto. La idea que tenemos es esa. Venimos de una serie de accidentes en donde evidentemente se prioriza sacar el trabajo, llevar adelante la producción, todo de manera rápida, sobre la vida de los trabajadores.

Estos acontecimientos nos dan la razón de lo que nosotros venimos diciendo. Las dos intervenciones que tuvo el gremio por este tema fueron judicializadas. Ahora, ¿qué nos puede decir el juez que nos judicializó?. Se comprobó que teníamos razón. Si querían una prueba (de lo mal que funcionan los protocolos) ahí tienen a un compañero de 32 años en un cajón. Cuando ocurrió el accidente no había gente de seguridad e higiene, ni inspectores, ni supervisores. Estaban trabajando de noche, en esas condiciones. Lo que nosotros decimos es que tienen que estar los profesionales de esas áreas por lo menos en las maniobras de riesgo.

Trabajamos con muchísima presión, con mucha actividad eléctrica, hierros pesados. A la última empresa que nos denunció, nuestro Departamento de Seguridad e Higiene le había realizado tres inspecciones y en cada una de ellas le recomendó que se analicen ciertas cuestiones, pero nunca tuvieron en cuenta eso.

Durante 2019 hubo ocho muertes en nueve meses. Es decir, este problema viene desde hace años. ¿Cómo se hace para entablar una agenda de discusión con las empresas operadoras y contratistas para que exista un cambio real?

-Es necesario que hagan inversiones en seguridad. Esto es un tema económico. Se trata de un sistema que han implementado en los momentos difíciles cuando el precio del barril era muy bajo y no había inversiones, situación que llevó a tomar una modalidad perversa que es el sistema On Call, que consiste en llamar a las empresas a demanda, es decir, no tenerlas contratadas de manera mensual o anual. Por ejemplo: cuando se rompe algo llaman a un soldador y cuando termina su trabajo lo mandan a su casa.  Este sistema precarizó el trabajo de los obreros petroleros y de las PyMES también.

Cuando sucede una tragedia como esta, se espera que los líderes del sector den un paso al frente para corregir lo que falló. ¿Cómo es la relación con YPF, el mayor jugador de la industria en Neuquén?

-Sobre las realidades me remito. Tuvimos una chica mutilada hace dos meses, los dos compañeros fallecidos en otra empresa que no era YPF, que murieron asfixiados. Esta fatalidad que se presenta ahora. Los accidentes surgen todos los días. Más allá de la influencia que pueda tener YPF este problema es general porque se toma la modalidad on call. Es algo corporativo. No es una casualidad, esto se encuentra pergeñado.

En su momento se recurría al on call por la pandemia, pero ahora lo dejaron instalado, y esa precarización del trabajo que mencioné lleva a que se den este tipo de situaciones. Eso es lo que pasó y lo hemos denunciado. Hablamos con la cámara (de productores), fuimos al Ministerio de Trabajo y a los de las provincias. También hablamos con los gobernadores, con los ministros de Energía. El tema es que los que tienen que invertir son ellos. Inversiones que no sólo estén destinadas a la producción o exploración, sino que también sean en seguridad porque los obreros son personas, y con cada uno de los accidentes que se producen quedan familias destrozadas. Hace tres semanas que veníamos advirtiendo para evitar este tipo de situaciones y la justicia interviene y nos judicializa a nosotros.  

¿Con esta misma empresa ya habían tenido problemas?

-Sí, ya tuvimos accidentes por la falta de personal.

La respuesta de ustedes fue inmediata, llamaron a un paro de actividades por 24 horas una vez que se conoció la fatalidad. Ahora ¿cómo se sigue para adelante?

-El Ministerio de Trabajo va a establecer la fecha para activar el Comité Mixto de Seguridad e Higiene, que habíamos propuesto nosotros. Ahora se va a retomar para empezar a hablar y para que todo lo que pregonamos nosotros sea escuchado.

¿Cree que el Comité Mixto es una herramienta que puede funcionar?

-Va a funcionar en la medida en que se invierta en seguridad. Bajo ese sistema (on call) que han implementado, esto va a seguir pasando. A la gente le avisan cuándo tiene que ir a trabajar, no está preparada todos los días en el trabajo. Si no se termina con esa modalidad vamos a seguir lamentando este tipo de sucesos.

Nosotros trabajamos en una industria que es de riesgo, pero si este trabajo se hubiera dejado para que sea realizado a la mañana, donde estuvieran presentes los supervisores e inspectores, seguramente se hubiera evitado la muerte de este compañero.

Cuando dice que hay que terminar con esa modalidad, ¿qué probabilidad real le asigna a que se pueda reconfigurar esa tarifa on call en otro tipo de contratación? ¿Habrá resistencia por parte de la industria?

-Si la industria no toma nota de esto y de todo lo que ha venido pasando esto va a terminar muy mal porque van a seguir ocurriendo estos accidentes. No puede ocurrir que en la industria un metro cúbico (m3) de gas o de petróleo sea más importante que la vida de un trabajador. Algo tienen que hacer y si no lo hacen estarán priorizando su condición económica sobre la vida de los obreros.

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Sigue la escasez de gasoil en varias provincias

La Argentina continúa sufriendo el desabastecimiento parcial de gasoil por el desfase entre el precio de venta y el de importación, lo que lleva a las petroleras a racionar las entregas a las estaciones de servicio, que aplican cupos de venta de hasta 15 litros por vehículo. Se trata de una situación que además pone en riesgo la cosecha de granos como el trigo y la soja.

Desde el sector transportista dijeron que el faltante de combustible se siente de modo particular en las provincias fronterizas, dado que las estaciones de servicio dan prioridad de carga a camiones de Bolivia -en Jujuy y Salta-, de Paraguay -en Chaco, Corrientes y Misiones-, de Uruguay –en Entre Ríos-, de Brasil en todo el corredor de la Ruta 14, y de Chile, en Mendoza, “por el hecho de que pagan más que la tarifa oficial y en dólares”.

En ese sentido, detallaron que históricamente el precio del litro de gasoil en América latina osciló entre USD 1,10 y USD 1,20, mientras en la Argentina el litro de gasoil, cuando se consigue, ronda los $120 promedio, en Brasil cuesta $270; en Uruguay $220; y en Paraguay $160.

Por su parte, YPF informó a través de un comunicado que “está garantizado el abastecimiento de gasoil para los consumidores del canal mayorista. En especial, a través de sus más de 100 distribuidores YPF AGRO con presencia en todo el país, la compañía garantiza el acceso al gasoil a los productores agropecuarios”, añadió.

La compañía estatal remarcó que, durante el primer trimestre de este año, según cifras oficiales, el consumo de gasoil grado 2 tuvo un crecimiento del 12% aproximadamente. En tanto, agregó que el canal mayorista comenzó a registrar una caída en sus ventas del 2,5% promedio, “lo que indica una leve migración de consumidores mayoristas al canal minorista y complejiza los requerimientos logísticos”.

YPF es el principal proveedor de gasoil del país con el 56% del mercado. En un contexto internacional de escasez de gasoil, la compañía indicó que se encuentra haciendo “un importante esfuerzo logístico para llegar con gasoil a todos sus puntos de venta, y garantizar el abastecimiento del sector productivo”.

No obstante, desde el sector transportista indicaron que los principales problemas de abastecimiento que hasta ahora se manifiestan de modo intermitente se dan a lo largo de los grandes corredores viales como en las rutas 34 y 9 y en la zona de Gran Rosario. “No hay una zona que esté continuamente sin combustible. Por ejemplo, en Cañuelas cuando se quedan sin combustibles a las seis u ocho horas vuelven a cargar. En muchas estaciones hay horarios de carga”, indicaron las fuentes.

Mañana la Federación Argentina de Entidades Empresarias del Autotransporte de Cargas (Fadeeac) realizará una reunión con más de 40 entidades de la actividad para tratar específicamente este problema y establecer los pasos a seguir.

De acuerdo a Cecha, que reúne a propietarios de 4.500 estaciones de servicio de todo el país, pese al “leve repunte” de las ventas de combustibles durante febrero y la incipiente suba de precios, la Argentina está “a las puertas de una crisis” que podría afectar a toda la cadena productiva hasta incidir en los usuarios

Sin embargo, señalaron que el faltante de gasoil no está oficializado por parte de las estaciones. “Cuando los camiones llegan no les dicen que no hay combustible. Les dicen que hay problemas con el posnet o que no hay servicio o que se cayó el sistema. Hay distintos artilugios para no oficializar el faltante”, destacaron.

En tanto, una empresa del sector petrolero dijo a este medio que el primer problema es que los productores de biodiesel no entregan, lo venden como aceite de soja, situación que golpea al sector. “Hoy, la producción local de combustibles es a pérdida, nunca se recuperó la brecha que se armó desde 2019. El año pasado el aumento fue la mitad de inflación y no cubrió siquiera la suba del crudo. Y ahora tenemos la guerra, que complica la importación”, describieron.

Según la empresa, hoy importar combustible hace que se pierdan 350 dólares por metro cúbico. Y añadieron que por cada litro de combustible importado que despacha una estación de servicio pierde entre 38 y 39 pesos.

“Es un tema de demanda asociada al precio, nadie quiere vender a pérdida y así las empresas limitan su venta a las que tienen contrato, sus estaciones y sus distribuidores. El resto quedan afuera. Esto es un tema de precios, se mire por donde se mire”, destacaron.

Hoy, la producción local de combustibles es a perdida, nunca se recuperó la brecha que se armó desde las 2019. El año pasado el aumento fue la mitad de inflación y no cubrió siquiera la suba del crudo. Y ahora tenemos la guerra que complica la importación

En ese marco, la Confederación de Entidades del Comercio de Hidrocarburos y Afines de Argentina (Cecha), que reúne a 4.500 propietarios de estaciones de servicios de todo el país, advirtió en un comunicado sobre el desabastecimiento y “la falta de respuesta” tanto del secretario de Energía Darío Martínez como del de Comercio Interior, Roberto Feletti. Asimismo, alertó que “el atraso en los precios jaquea la provisión de combustibles y ponen en peligro toda la cadena productiva”.

Según la entidad, el atraso del 32% por ciento en los precios es lo que llevó a que hoy existan las primeras señales de desabastecimiento en combustibles claves como gasoil y el diesel. “Es urgente que el Gobierno convoque a todos los actores del sector y busquemos soluciones para garantizar su normal funcionamiento”, remarcó en el comunicado.

De acuerdo a Cecha, pese al “leve repunte” de las ventas de combustibles durante febrero y la incipiente suba de precios, la Argentina está “a las puertas de una crisis” que podría afectar a toda la cadena productiva hasta incidir en los usuarios.

Es urgente que el Gobierno convoque a todos los actores del sector y busquemos soluciones para garantizar su normal funcionamiento (Cecha)

“La venta de 15 litros por vehículo se da en algunas localidades. El problema es que si viene la cosecha se necesitan vender más litros. Cuando arranca la economía, se vende más”, dijo a Infobae el titular de CECHA, Gabriel Bornoroni. En ese sentido, si bien afirmó que no hay colas para cargar en las estaciones de servicio, no descartó que esa situación se de en abril. “Los estacioneros decimos que si todo sigue como está a fines de abril vamos a estar con las colas”, advirtió.

Bornoroni cuestionó al Gobierno por no dar una solución al problema. “Pedimos reunión con Darío Martínez y Roberto Feletti, pero ninguno de los dos nos atendió”, se quejó el dirigente en relación al pedido a los secretarios de Energía y Comercio Interior.

Productores agropecuarios y transportistas dijeron que las estaciones de servicio empezaron a poner cupos a la cantidad de gasoil que venden por vehículo en localidades como Henderson, Daireaux, Carlos Casares, General Pico, Catriló y Pellegrini. La provincia de Mendoza, mientras tanto, se vio particularmente afectada. San Luis, General Roca en Río Negro y Garín en la provincia de Buenos Aires fueron otros puntos en los que se reportaron cupos de unos 50 litros por camión.

De acuerdo a los datos del “informe de expendios de combustibles” de febrero de 2022, el volumen total de combustibles líquidos vendido por los minoristas se incrementó en un 2,1% con subas en 16 de las 24 jurisdicciones provinciales, aunque se mantiene un 4,7% por debajo del nivel de abril de 2018, situación que se registró en 18 jurisdicciones.

Pero según Cecha, la crisis no se explica únicamente por la recesión y la pandemia; además de estos factores, desde el gremio sostienen que entre las causas se encuentran la fuerte inflación, el aumento de costos, las discusiones paritarias con un techo alto y el atraso en los precios en los surtidores. Todo esto, generó un “combo explosivo que cada día drena las posibilidades de supervivencia de las 5 mil estaciones que operan en el país”, según definieron en el comunicado.

Los problemas de abastecimiento del gasoil que existen en casi todo el país están impactando en la región clave de Vaca Muerta. Según el diario Río Negro, “un relevamiento de la Cámara de Expendedores de Combustibles de Río Negro y Neuquén detectó puntos desabastecidos desde hace tres días y envíos muy por debajo de los cupos autorizados. Desde la entidad aseguraron que las empresas de servicios petroleros de Vaca Muerta son las más perjudicadas”.

El matutino informó que el titular de la Cámara, Carlos Pinto, “explicó que, en el caso de una cadena de estaciones de servicio de la ciudad de Neuquén, este mediodía había una total falta de gasoil, tanto en el tipo Premium como en el común”.

Por otro lado, “en las demás estaciones de servicio de la capital neuquina la constante es que las refinerías envíen un menor cupo de gasoil de tipo común que el previamente fijado por las refinerías”, se indicó.

Mientras tanto, y de cara a la mayor demanda por la cosecha de granos, se espera que el Gobierno tome alguna medida para destrabar el conflicto y que no falte combustible.

 

 

Fuente: http://eldiariodigital.com.ar/2022/03/30/sigue-la-escasez-de-gasoil-en-varias-provincias/

 

 

 

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Argentina rompió récord histórico en producción de gas y petróleo no convencional

La producción de gas y petróleo no convencional alcanzaron sus máximos históricos, ayudada por el impulso en Vaca Muerta, y se vería potenciada aún más cuando entre en funcionamiento el gasoducto Néstor Kirchner. El dato surge de un informe de la Secretaría de Energía, que además destacó que la producción total de petróleo fue la más alta en 20 años, en tanto que durante mayo se produjo un 39% más de gas no convencional que en el mismo mes del 2021.

“Estamos muy contentos porque estos números son muy buenos para nuestra economía, porque significan más gas y petróleo argentino, producido por trabajadores y trabajadoras argentinas, con pymes nacionales que aportan tecnología y valor agregado”, celebró el secretario de Energía, Darío Martínez. El funcionario ponderó que estos resultados fueron posibles gracias a las “decisiones acertadas” de Alberto Fernández y Cristina Kirchner. “Con reglas claras y previsibilidad le dimos impulso a un sector estratégico para nuestro desarrollo energético en un contexto global donde la energía es central. Tenemos una actividad en permanente crecimiento, gracias al fuerte impulso que le dimos a Vaca Muerta”, agregó Martínez.

En detalle, el informe describe que el segmento no convencional sigue en alza y marcó dos nuevos récords históricos: la producción de petróleo no convencional alcanzó los 241 mil barriles aproximados por día y representó el 41% de la producción total del país, con un crecimiento interanual del 57%. Por su parte la producción de gas no convencional también fue la más alta de la historia con 76 millones de metros cúbicos aproximados por día y representó el 56% del total del país.

El documento agrega que, durante mayo, se produjo un 39% más de gas no convencional que en el mismo mes del 2021. En tanto que la del gas llegó a los 136 millones de metros cúbicos por día, un 12% más que el mismo mes del año pasado.

Además de estos niveles de producción récord, en el Gobierno se entusiasman con la puesta en marcha del gasoducto Néstor Kirchner. “Va a permitir escalar aún más la producción de gas, como también aumentar las exportaciones, sustituir importaciones con gas argentino “y generar miles de puestos de trabajo”, señaló Martínez.

Por último, el funcionario resaltó el éxito del Plan Gas y aseguró que “nos permite seguir construyendo y afianzando un país más federal, porque el aumento de la actividad, le permite a las provincias recibir más regalías para destinarlas a educación, salud, seguridad o lo que crean prioritario” concluyó el secretario de Energía.

Días atrás, el presidente de Energía Argentina (Enarsa), Agustín Gerez, aseguró que el gasoducto Néstor Kirchner “estará apto para funcionar el 20 de junio de 2023” y estimó que, con su puesta en marcha, se producirá un ahorro en importaciones de “entre US$1.300 millones y US$1.500 millones, dependiendo de los valores de gas natural licuado (GNL) del año próximo”. En una entrevista brindada al diario La Nación, el funcionario detalló que para mediados de agosto debería estar adjudicado el pliego de la construcción del gasoducto, en consonancia con el cronograma de entrega de caños.

 

 

Fuente: https://www.eldestapeweb.com/economia/energia/argentina-rompio-record-historico-en-produccion-de-gas-y-petroleo-no-convencional-20226220534

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La otra cara del boom de Vaca Muerta: se duplicaron los accidentes ambientales en cuatro años

Se habla mucho del aumento de la producción de gas de Vaca Muerta. Se elucubra sobre el potencial de exportarlo a Europa dentro de cinco años. Se polemiza sobre la demora del gasoducto Néstor Kirchner, necesario para aumentar el suministro desde Neuquén a la provincia de Buenos Aires para mejorar el suministro a la industria, reducir importaciones en invierno y aumentar los envíos a Brasil y Chile en verano. Pero la otra cara del boom de Vaca Muerta es que los accidentes ambientales se duplicaron en cuatro, según un informe basado en datos oficiales.

En 2021 ocurrieron 2.049 incidentes contaminantes en la industria hidrocarburífera de Neuquén, hoy en día dominada por la formación no convencional Vaca Muerta, donde se usa la técnica del fracking (fractura hidráulica de la roca subterránea donde están embebidas las moléculas de petróleo y gas), según información de la Subsecretaría de Ambiente de la provincia elaborada por el Observatorio Petrolero Sur (OPSur) y el Frente de Izquierda y los Trabajadores-Unidad (FITU). Se trata de 5,6 accidentes por día. En 2017, eran la mitad: 1.008 en el año, es decir, 2,8 diarios. Los datos analizados comienzan en 2015, con 863 casos, unos 2,4 por jornada.

Entre 2017 y 2021, la mayoría de los episodios fueron derrames de petróleo (3.158 casos), seguidos por vertidos de agua usada en la producción y, por tanto, contaminada (1.589) y fugas de gases (1.207). Les siguen los incidentes de derrames de fluidos con hidrocarburos (733), de lodos (135), de gasoil (120) y de productos químicos (114).

El 32% de los accidentes ocurrió en explotaciones no convencionales como Vaca Muerta. El 22% en las convencionales, es decir, donde se extra el hidrocarburo con el tradicional método de la perforación, sin fractura. En el 46% restante se trató de zonas híbridas, donde se practican ambos procesos.

La estatal YPF es la empresa con más incidentes: 5.259 entre 2017 y 2021. También es la de mayor producción. La siguen en casos Pan American Energy (PAE, controlada por la británica BP y participada por la china CNOOC y la familia Bulgheroni, que la gestiona), con 390 accidentes; la norteamericana Chevron, con 363; Vista Oil & Gas (que lidera el ex presidente de YPF Miguel Galuccio), con 312; Tecpetrol, del grupo Techint, con 189; Pluspetrol, de las familias Rey y Poli, con 185 y la también argentina Oilstone, que fundó y conduce Diego Garzón Duarte.

El informe de OPSur y el FITU advierten que hay consenso político entre el Frente de Todos y Juntos por el Cambio a favor del fracking, técnica que ha sido prohibida en países como Alemania, Francia, Holanda, Escocia o Bulgaria. En Vaca Muerta se baten récords de producción, el aprendizaje de la técnica reduce los costos, pero no los accidentes. Los autos del reporte advierten de que las empresas no declaran las magnitudes de los derrames y advierte por sismos en aumento en las zonas de fractura.

 

 

fuente: https://www.eldiarioar.com/economia/cara-boom-vaca-muerta-duplicaron-accidentes-ambientales-cuatro-anos_1_9095354.html

 

 

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Se extiende la crisis por la falta de gasoil: YPF salió a importar tres cargamentos más para reforzar la oferta en julio

YPF, la petrolera controlada por el gobierno, lanzó este miércoles una licitación entre traders y petroleras multinacionales para importar tres cargamentos de gasoil. Dos barcos cargados con 100.000 metros cúbicos (m3) del combustible deberán arribar a la rada del Río de la Plata durante julio y el restante descargará en agosto, según afirmaron a EconoJournal fuentes privadas.

La empresa tomó esa decisión pese a que el gobierno resolvió la semana pasada incrementar el corte de biodiesel en el gasoil para que reducir la importación del combustible fósil, que impacta en rojo en el balance de las petroleras.

La crisis por el desabastecimiento de gasoil tomó por sorpresa al gobierno y en menor medida, también a la industria. El jefe de Gabinete, Juan Manzur, llegó a declarar el 2 de junio, hace ya 20 días, que “el problema de suministro estaría resuelto en 48 o 72 horas”. Lejos de eso, la faltante de diesel recrudeció en las últimas dos semanas, tanto en el norte del país como en la zona centro, principal región agroindustrial del país.

Dos meses atrás, la expectativa de las refinadoras apuntaba a que la tensión en los surtidores comenzaría a descomprimirse a mediados de junio, una vez concluida la cosecha gruesa de oleaginosas. Sin embargo, ese escenario tampoco terminó por confirmarse.

Paradójicamente, si a principios de año el temor era que faltase gas natural en invierno como resultado del encarecimiento del LNG y la falta de oferta del fluido por la invasión rusa sobre Ucrania, el suministro de energía cruje hoy por la escasez de gasoil. Es evidente que existe una interrelación entre ambas cuestiones. Directivos de petroleras advierten que un excesivo temor a que falte gas natural en el trimestre junio-julio-agosto provocó que industrias y productores agropecuarios se sobre-stockearan de gasoil para cubrirse frente a esa eventual situación.

Parque de generación

Por su parte, Cammesa, la empresa que administra el mercado eléctrico mayorista (MEM), licitó el viernes la compra de cinco barcos de fuel oil y dos de gasoil para garantizar el abastecimiento para el parque termoeléctrico. Los cargamentos deberán llegar al país entre julio y agosto. Los interesados deberán presentar ofertas esta semana.

Habrá que ver si Cammesa termina adjudicando todos los buques licitados o si adquiere un número inferior en función de lo que haga también Enarsa, que por estos días está terminando de definir si importa tres cargamentos de Gas Natural Licuado (LNG, por sus siglas en inglés) para reforzar el abastecimiento de gas durante julio y agosto.

Mapa que preparó YPF frente a la falta de gasoil en varias provincias del país.

Posición oficial

YPF, el mayor jugador del mercado, con una participación que en el primer cuatrimestre ascendió al 54 por ciento, informó este miércoles que “se observa un crecimiento en algunas provincias con fuerte producción agropecuaria, que no se correlaciona en forma directa con el nivel de actividad”, tal como había adelantado EconoJournal.

Además, agregó que “los costos de importación de combustibles alcanzan los máximos valores registrados para nuestra región, ampliando fuertemente la brecha con los países limítrofes”. “Lo anterior, ejerce una presión inusual al consumo fronterizo a nivel país que explica el crecimiento inusual de la demanda en las regiones de NOA y NEA”, advirtieron desde la petrolera.

Frente a ese escenario, la industria en su refinación en su conjunto despachó 3,9 millones de m3 de gasoil, lo que representa un volumen récord con relación al escenario pre-pandemia: 12% más que en 2019 (3,4 millones).

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ANSES: ¿cómo hacer el trámite obligatorio para acceder al subsidio de luz y gas?

El Gobierno nacional busca habilitar esta semana el Registro de Acceso a los Subsidios a la Energía (RASE), en el marco del programa de segmentación de tarifas para usuarios de luz y gas que se puso en marcha por decreto desde junio. A continuación, cómo hacer el trámite obligatorio para poder mantener los subsidios.

La inscripción al Registro de Acceso a los Subsidios de la Energía (RASE) se podrá hacer de forma virtual a través de la web www.argentina.gob.ar/subsidios, que se habilitará esta semana, o de modo presencial en las oficinas de ANSES y de las distribuidoras de electricidad y gas.

Los usuarios deberán presentar una declaración jurada de conformación de hogar, que incluirá los ingresos y patrimonios del grupo familiar. Además, deberán indicar si el usuario es o no es titular del servicio.

En caso de los usuarios que se registren y cuenten con más de un servicio o medidor de luz o gas a su nombre, el subsidio será solo para el medidor del domicilio que se declare como residencia.

Si el usuario no es propietario del domicilio en que se habita, el registro permite anotarse como “persona usuaria de los servicios”, con lo que se mantendrá el subsidio para inquilinos o residentes, siempre que no pertenezcan al grupo de ingresos altos.

Deberán anotarse todos aquellos que quieran mantener los subsidios y, quien no complete este trámite, los perderá. La inscripción no excluye a quienes reciben prestaciones sociales ni a jubilados y pensionados.

Quienes pertenezcan al grupo “alto” deberán pagar la tarifa plena de manera gradual hasta fin de año, ya que no les corresponde el subsidio.

Segmentación de tarifas de luz y gas

El Gobierno oficializó por decreto el nuevo régimen de segmentación de tarifas de luz y gas que regirá a partir de este mes. La norma identifica tres grupos de usuarios: hogares de ingresos bajos, medios y altos.

Los dos primeros grupos, que incluyen al 90 por ciento de la población nacional, no tendrán nuevos ajustes en lo que queda del año, mientras que el 10 por ciento más rico perderá todo tipo de subsidio.

¿Quiénes dejarán de recibir subsidios al gas y la luz?

Nivel 1: son los de mayores ingresos que perderán todo el subsidio. Quedan incluidos los que tengan ingresos mensuales netos superiores a un valor equivalente a 3,5 Canastas Básicas Totales (CBT), es decir, 333.410 pesos; ser titulares de tres o más automóviles con antigüedad menor a cinco años; ser titulares de tres o más inmuebles; ser titulares de uno o más aeronaves o embarcaciones de lujo, según la tipología aplicable por AFIP; ser titulares de activos societarios que exterioricen capacidad económica plena.

Nivel 2: abarca a la población de “menores ingresos”, la cual tendrá un tope tarifario equivalente al 40 por ciento del Coeficiente de Variación Salarial (CVS) del año anterior. Incluye a quienes declaren ingresos menores a un valor equivalente a una Canasta Básica Total (CBT) para un hogar tipo 2, según el Indec; personas que reciban alguna ayuda social del Estado y familias en las que al menos algún integrante del hogar cuente con un Certificado de Vivienda (ReNaBaP); aquellos que puedan acreditar un domicilio donde funcione un comedor o merendero comunitario registrado en RENACOM; hogares donde al menos un integrante posea Pensión Vitalicia a Veteranos de Guerra del Atlántico Sur; hogares donde al menos un integrante posea certificado de discapacidad y, considerando a los integrantes del hogar en conjunto, tengan un ingreso neto menor a un valor equivalente a 1,5 Canastas Básicas Totales para un hogar 2 según el Indec.

Nivel 3: abarca a la población de “ingresos medios”, la cual tendrá un tope tarifario equivalente al 80 por ciento del CVS del año anterior. Los integrantes de este grupo deberán ser propietarios de dos o más inmuebles, considerando a los integrantes del hogar en conjunto o poseedores de un vehículo de hasta tres años de antigüedad, a excepción de los hogares donde exista al menos un conviviente con Certificado Único de Discapacidad (CUD).

 

 

Fuente: https://www.pagina12.com.ar/431029-anses-como-hacer-el-tramite-obligatorio-para-acceder-al-subs

 

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Fernanda Raggio: “Estamos frente a una gran oportunidad económica”

La gerente de Exploración de YPF repasó el potencial de la exploración en alta mar. La directiva de la petrolera de bandera dijo que “La exploración en el offshore argentino es, principalmente, una gran oportunidad económica. La plataforma continental es una de las más grandes del mundo que permanece inexplorada y resulta muy atractiva para las grandes empresas. Y llegamos a descubrir, como creen los geólogos, una acumulación muy grande de hidrocarburos, sería un impacto muy fuerte”. “Estamos viendo que el proyecto Argerich, que es en el que estamos trabajando, podría duplicar el tamaño de YPF”, remarcó, y señaló que […]

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Se establece un gasto récord en energía limpia para ayudar a que la inversión mundial en energía crezca un 8 % en 2022

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La producción no convencional de petróleo y gas fue la más alta de la historia

La producción de hidrocarburos continúa en crecimiento. Durante mayo se batieron récords de producción tanto en petróleo no convencional como en gas no convencional. Además, la producción total de petróleo fue la más alta desde noviembre de 2011. A partir de estos datos, el secretario de Energía de la Nación, Darío Martínez, expresó: “Estamos muy contentos porque estos números son muy buenos para nuestra economía, porque significan más gas y petróleo argentino, producido por trabajadores y trabajadoras argentinas, con pymes nacionales que aportan tecnología y valor agregado”. “Son el resultado de decisiones acertadas del presidente Alberto Fernández y la vicepresidenta […]

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Escasez de gasoil en Argentina: pese a medidas, sigue la demanda de Brasil y Paraguay

Por el impacto de la brecha cambiaria, los estacioneros aseguran que deben vender con cupos y advierten que la problemática continuará. ¿De cuánto es la diferencia entre los países? Ante la escasez de combustible y la fuerte demanda tanto a nivel local como de países limítrofes, el Gobierno argentino determinó una batería de medidas, pero desde el sector no sólo advierten que las iniciativas oficiales no solucionan la problemática, sino que esperan una extensión del conflicto. De cara a las temperaturas más bajas del año y en medio de la guerra entre Rusia y Ucrania, la administración de Alberto Fernández […]

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Gasoil: “En diez días” empezaría a normalizarse la provisión

Sería gracias a la llegada de los primeros barcos para regasificar y el menor consumo del sector agrícola. A mediados de julio la situación ya estaría totalmente solucionada. Así lo afirmó Carlos Gold, secretario de Relaciones Institucionales de la Confederación de Entidades del Comercio de Hidrocarburos y Afines de la República Argentina (Cecha).”Por la batería de medidas (en referencia a la suba del corte de biodiesel y los beneficios impositivos para la importación de gasoil) y la llegada de los barcos, creo que en diez días la situación no estaría totalmente normalizada pero sí mucho mejor”, sostuvo el directivo. No […]

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Vicente Campenni “El hidrógeno verde planteará actividades de desarrollo tecnológico”

El gerente general y CEO de INVAP afirmó que “seguro que va a haber actividades de desarrollo tecnológico para realizar”. Asimismo, citó al físico y tecnólogo Jorge Sabato: “Él decía que tener soberanía en tecnología no es hacer todo en el país, sino saber qué cosas sí y cuáles tienen que venir de afuera”. “En algún caso, se puede querer que se desarrolle económicamente un área nueva, como sería esta del hidrógeno verde, y está bien que venga del exterior, se instale, y comience a funcionar, el tema es cómo, después, le agregamos valor desde la Argentina. Y hay muchísimo […]

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Hattrick y Emesa perforan tres pozos en Lindero de Piedra y presentan un ambicioso plan de inversiones

La unión transitoria de empresas (UTE) participó en Mendoza Activa para iniciar la perforación de los pozos, que se adelantó y culmina esta semana. Ahora proyectan una concesión a 25 años para pasar a la fase de explotación y comercialización. Mendoza sigue reactivando el sector hidrocarburífero con excelentes noticias para la explotación de crudo extrapesado, clave para el futuro de la industria y para la producción de combustibles por el auge del shale oil que es más liviano. La UTE Emesa-Hattrick Energy culminará esta semana la perforación de tres pozos en Lindero de Piedra, Malargüe. Estas perforaciones eran parte de […]

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Los debates sobre la producción de hidrocarburos y la transición energética

El asesor de la Secretaría de Energía de la Nación analiza las necesidades y las problemáticas que enfrentan los países periféricos en materia de consumo y producción de energía. La posibilidad de encontrar y explotar nuevos yacimientos de hidrocarburos en el mar argentino ha reabierto un debate sobre la industria del petróleo y gas. Quienes la cuestionan ponen por delante los riesgos asociados que trae la exploración, producción, y transporte de hidrocarburos, además de sus efectos sobre el calentamiento global. En general existen dos clases de cuestionamientos: la del ambientalismo que brega por exigir a la industria mayores resguardos ambientales, […]

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Volkswagen presentó su Informe de Sustentabilidad y la concreción de inversiones

El informe refleja los grandes hitos obtenidos en un año desafiante y detalla las proyecciones que tienen para los próximos años. Cuáles son las iniciativas. Hoy en día el compromiso que asumen las empresas en el cuidado del medio ambiente es un pilar fundamental para generar acciones que impacten positivamente en el planeta y las comunidades. En línea con estas transformaciones, Volkswagen Group Argentina presentó su Informe de Sustentabilidad 2021 en donde se reflejan las diversas acciones que lleva adelante la empresa. Entre ellas se destacan sus iniciativas hacia el cuidado del medio ambiente a través de su estrategia global […]

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Colombia: El futuro de Ecopetrol pasa por realizar o no el fracking

Las propuestas medioambientales de Gustavo Petro, relacionadas con la transición energética para Colombia y el futuro del fracking, han hecho que algunos inversores se preocupen, y como es costumbre en la región, la llegada de un presidente de izquierda al poder ha movido los mercados hacia el semáforo rojo. Desde el 2003, cuando en el primer gobierno del presidente Álvaro Uribe se decidió la división de Ecopetrol en tres compañías, comenzó para la empresa una transformación que no se ha detenido. En esa ocasión, la empresa se escindió en tres: una, eminentemente operativa, Ecopetrol S.A., dedicada a explorar, producir, refinar, […]

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Asia importa más petróleo ruso que Europa por vía marítima

Casi cuatro meses después de la invasión rusa de Ucrania, el petróleo crudo ruso, Urales, ha visto un cambio en el flujo de su mercado tradicional de Europa a Asia. Desde el comienzo de la guerra, según el promedio de marzo a mayo de 2022, las importaciones indias de crudo de los Urales aumentaron un 658 % en comparación con los niveles de 2021, mientras que para China el aumento es del 205 % y para Asia en su conjunto del 347 %. Muestra la investigación de Rystad Energy.

India se ha convertido en el importante importador de Urales en la región, impulsada por el atractivo margen del crudo en relación con los grados de Medio Oriente, que tradicionalmente han sido el alimento básico del país. Dado que los Urales tienen un perfil similar a los grados de petróleo de Oriente Medio y un contenido ventajoso de azufre más bajo, las refinerías indias han cambiado los crudos de Oriente Medio por los Urales para su procesamiento de refinería. Mientras se mantenga el descuento de los Urales, tendrá una gran ventaja de margen sobre los grados de crudo alternativos, lo que significa que es probable que las refinerías indias maximicen las importaciones de los Urales.

Desde que las refinerías europeas comenzaron a evitar el petróleo ruso a finales de febrero, las importaciones de crudo ruso a Europa experimentaron una caída de 554.000 barriles por día (bpd) de 2,04 millones de bpd a 1,49 millones de bpd entre marzo y mayo. Las importaciones de petróleo de origen ruso por parte de las refinerías asiáticas (incluida China) experimentaron un aumento correspondiente de 503.000 bpd desde el promedio de enero-febrero de 2022 de 1,14 millones de bpd a un promedio de marzo-mayo de 1,517 millones de bpd.

La expectativa de que el crudo ruso dejaría de comercializarse en los mercados internacionales no se ha materializado y, en cambio, el fuerte descuento en el crudo ruso ha hecho que los buques se redirijan a mercados alternativos. Si bien el costo de financiar estos buques y transacciones ha aumentado significativamente debido a la congelación del sistema financiero occidental, el descuento en los Urales es demasiado atractivo para que algunas refinerías lo ignoren. Al igual que con el petróleo iraní en el pasado, una vez que se refina el crudo ruso, será casi imposible distinguir entre esos barriles y otros cuando vuelvan a ingresar al mercado internacional.

“Históricamente, India ha tomado muy poco petróleo ruso, pero la guerra en Ucrania y los embargos de petróleo de origen ruso por parte de la Unión Europea (UE) han llevado a un reequilibrio en los flujos comerciales de petróleo, con el petróleo crudo de origen ruso siendo desviado de Europa hacia India y China en su lugar. Los descuentos del petróleo crudo de origen ruso deben permanecer altos para proporcionar un margen de refinación convincente además de compensar los altos costos de seguro y flete asociados con la compra y el envío de petróleo crudo de origen ruso. Por ahora, es solo pura economía que las refinerías indias y chinas estén importando más petróleo crudo de origen ruso para su procesamiento, ya que dicho petróleo es barato y ofrece uno de los márgenes de refinación de crudo más altos en comparación con otros grados de crudo. El seguimiento de lo que sucede con el crudo ruso será un desafío: Europa puede terminar importando gasolina,

El 31 de mayo, la UE llegó a un consenso para prohibir las importaciones marítimas de petróleo de origen ruso a Europa. El mercado ahora está a la espera de ver si Rusia tendrá que reducir su producción de petróleo o si aumentará la tendencia hacia las exportaciones dirigidas a Asia. Más recientemente, hemos visto cantidades bajas, alrededor de 200,000 bpd, de flujo de crudo ruso a África en junio y esto también puede fortalecerse en los próximos meses.

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Alemania eleva el nivel de alerta energética y entra en «fase de alarma» ante el riesgo de una interrupción en el abastecimiento de gas

Alemania activó este jueves la fase dos de su plan nacional de emergencia del gas natural con el objetivo de preservar el gas disponible. La medida es interpretada como un primer paso hacia el racionamiento del gas. El gobierno teme que Rusia no restablezca los envíos de gas, luego de una importante reducción en los volúmenes enviados en las últimas semanas.

El vicecanciller y ministro de Economía de Alemania, Robert Habeck, anunció que fue activada la segunda fase sobre tres del plan nacional de emergencia del gas natural. Denominada “fase de alarma”, la segunda fase se activa cuando existe la perspectiva de una disrupción inminente en el abastecimiento de gas o un crecimiento en la demanda. «A partir de ahora, el gas es un bien escaso en Alemania», dijo Habeck. “Aunque no lo sintamos todavía, estamos en una crisis del gas”, alertó.

Vicecanciller y ministro de Economía de Alemania, Robert Habeck.

Las tres fases

La fase uno o de “alerta inicial” del plan de emergencia del gas fue activada en marzo como respuesta a los indicios de un deterioro considerable en el abastecimiento de gas. En ese momento el presidente de Rusia, Vladimir Putin, había demandado a los “países inamistosos” el pago del gas natural en rublos. La fase tres o “fase de emergencia” será declarada si el abastecimiento de gas no alcanza a cubrir la demanda. En esa fase, el gobierno tomará control directo sobre la distribución de gas y el regulador energético alemán, BnetzA implementaría un racionamiento energético.

Bajo la segunda fase, el gobierno puede permitir a las empresas de energía transferir a sus usuarios los costos de garantizar el abastecimiento de gas. Es una forma de forzar a los consumidores e industrias a moderar el consumo de energía.

Habeck advirtió que las distribuidoras están acumulando pérdidas económicas por comprar el gas a precios altos, generando riesgos para los mercados energéticos. “Si esas pérdidas se vuelven tan grandes que ya no pueden soportarlas, todo el mercado está en peligro de colapsar en algún momento”, dijo el vicecanciller. “Sería como un efecto Lehman en el sistema energético”, graficó.

Menos gas desde Rusia

En las últimas semanas Rusia redujo aún más los volúmenes de gas que envía a Europa. Los volúmenes que envia a Alemania a través del gasoducto Nordstream 1 se redujeron la semana pasada a menos de la mitad de la capacidad de transporte. El gasoducto entrará en tareas de mantenimiento el 11 de julio por díez días. El gobierno alemán teme que Rusia no reactive el ducto luego de esa fecha.

16-Jun-22: NordStream1 #natgas flows dip lower at the open of gasday-16, broadly inline with #Gazprom’s new stated volume of 67mcm/d. Onward NEL flows in particular being crushed. No increase via Ukraine. Eni says Italy noms for gasday-16 ‘partially confirmed’. #TTF #ONGT pic.twitter.com/EdzvjvB4k8

— Tom Marzec-Manser (@tmarzecmanser) June 16, 2022

La empresa rusa Gazprom alega que Siemens esta ralentizando los trabajos de mantenimiento en una estación de bombeo debido a la sanciones económicas europeas sobre Rusia. “La razón de Rusia (para reducir el suministro de gas) es solo un pretexto”, dijo Habeck. “Obviamente, su estrategia es inquietar y hacer subir los precios”, señaló.

La reducción en los envios rusos de gas complicará significativamente la campaña de llenado de los almacenes de gas en Europa, un componente clave para el abastecimiento de gas en el invierno europeo. En Alemania la capacidad de almacenamiento esta cubierta en un 58%. La Comisión Europea aprobó en mayo un requisito obligatorio para que todos los países europeos llenen sus almacenes como mínimo al 80% de su capacidad antes del comienzo del invierno.

Europa redujo a la mitad su consumo de gas ruso en el último año, de acuerdo con la consultora ICIS. El gas ruso representa actualmente el 20% del gas que se consume en el continente.

Primer contrato de LNG de largo plazo

Como parte de los esfuerzos para garantizar el abastecimiento de largo plazo, Alemania firmó esta semana su primer contrato de LNG con una empresa estadounidense.

La distribuidora alemana EnBW cerró un acuerdo con Venture Global para adquirir 1,5 millones de toneladas anuales de gas natural licuado a partir de 2026. El contrato es por 20 años, transformándose en el primer acuerdo de LNG de largo plazo que Alemania firma con otro país. El gobierno alemán había rechazado meses atrás la idea de firmar un acuerdo de similar duración con Catar.

Por otro lado, Alemania reactivará algunas usinas termoeléctricas a carbón para poder inyectar más gas en los almacenes pensando en el invierno. “Esto es amargo, pero es casi necesario en esta situación reducir el consumo de gas. Debemos y haremos todo lo que podamos para almacenar la mayor cantidad de gas posible en verano y otoño”, dijo Habeck, que pertenece a Los Verdes, uno de los partidos que conforman la coalición de gobierno. Pese a la crisis energética, el gobierno mantiene firme la decisión de cerrar en diciembre las últimas centrales nucleares en operación.

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