Comercialización Profesional de Energía

Yearly: 2022

Informacion, Información de Mercado, runrunenergetico.com

Se notificará a las petroleras que no cumplan con la entrega de combustibles

Tras una reunión entre empresarios de Estaciones de Servicio y la Secretaría de Energía, se acordó  establecer un canal de comunicación directa con las compañías para informar las bocas con escasez de producto. Los estacioneros del interior del país continúan con la falta de productos para vender. En este contexto cada vez más problemático, las entidades empresarias del sector y la Secretaría de Energía volvieron a reunirse para analizar la situación y resolver la crisis de abastecimiento cuanto antes. “Será la primera vez que tratemos estos temas de manera particular con cada una de las petroleras. En la reunión de […]

La entrada Se notificará a las petroleras que no cumplan con la entrega de combustibles se publicó primero en RunRún energético.

Informacion, Información de Mercado, runrunenergetico.com

CAF articulará la creación de un mercado del carbono en América Latina y el Caribe

El mercado del carbono ofrece una oportunidad histórica para que la región se consolide como un actor imprescindible en la agenda de mitigación de emisiones de carbono, gracias a su capacidad única para ofrecer soluciones climáticas basadas en la naturaleza, como la conservación y restauración de bosques o la agricultura regenerativa. La Iniciativa Latinoamericana y del Caribe para el Desarrollo del Mercado de Carbono (ILACC), es un esfuerzo regional liderado por CAF, en coordinación con diez Bancos Nacionales de Desarrollo, que pretende impulsar la competitividad global de la oferta de créditos de carbono generados en la región. El banco de […]

La entrada CAF articulará la creación de un mercado del carbono en América Latina y el Caribe se publicó primero en RunRún energético.

Informacion, Información de Mercado, runrunenergetico.com

El gobierno quiere comenzar en marzo la exploración offshore

El secretario de Energía, Darío Martínez, dijo que ese mes se iniciaría el primer pozo exploratorio a la altura de Mar del Plata. Durante una reciente visita realizada a la ciudad de Mar del Plata para analizar la cuestión de la actividad petrolera offshore,  Darío Martínez, secretario de Energía de la Nación, anticipó que el Gobierno espera que en marzo próximo se haga el primer pozo de exploración petrolera en la cuenca ubicada frente a la Ciudad Feliz. Al firmar en la ciudad balnearia un convenio con la Confederación General del Trabajo (CGT) para la capacitación de trabajadores marplatenses, el […]

La entrada El gobierno quiere comenzar en marzo la exploración offshore se publicó primero en RunRún energético.

Informacion, Información de Mercado, runrunenergetico.com

SUSTAINABLE AVIATION FUELBIOJET: CONOCE QUÉ ES EL SAF, EL COMBUSTIBLE PARA AVIONES QUE CONTAMINA MENOS Y PROMETE REVOLUCIONAR LA INDUSTRIA AÉREA

Cada vez más empresas aéreas se vuelcan a su implementación para tratar de cumplir el objetivo de cero emisiones de gases de efecto invernadero para 2050. La industria aeronáutica se pregunta hace años cómo hacer para reducir al máximo posible el impacto ambiental negativo que produce. Mientras las investigaciones en propulsiones eléctricas todavía no alcanzan para cubrir largos trayectos, el combustible SAF (Sustainable Aviation Fuel) aparece como una opción y cada vez más aerolíneas se vuelcan a su uso. La categoría SAF se aplica a todo combustible aeronáutico que reduzca sus emisiones de gases de efecto invernadero entre un 50% […]

La entrada SUSTAINABLE AVIATION FUELBIOJET: CONOCE QUÉ ES EL SAF, EL COMBUSTIBLE PARA AVIONES QUE CONTAMINA MENOS Y PROMETE REVOLUCIONAR LA INDUSTRIA AÉREA se publicó primero en RunRún energético.

energiaestrategica.com, Informacion, Información de Mercado

Basualdo recorrió en Chubut el Parque Eólico Rawson

El subsecretario de Energía Eléctrica, Federico Basualdo, recorrió las instalaciones del Parque Eólico Rawson, en Chubut, junto al diputado nacional Santiago Igón; el ministro de Infraestructura, Energía y Planificación de esa provincia, Gustavo Aguilera y el intendente de Rawson, Damián Biss.

También estuvieron presentes el gerente General de la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (Cammesa), Sebastián Bonetto, y el director Corporativo de Genneia, Gustavo Castagnino.

“Estamos visitando uno de los primeros parques eólicos en Argentina, inaugurado en 2012, que aporta al sistema más de 100 MW de potencia instalada y que fue ampliado a un nuevo parque que entrega energía mediante el mecanismo MATER. Acompañados por el ministro de Energía de Chubut y por Genneia, estamos recorriendo y apoyando la ampliación de la empresa en energías renovables, para contribuir con la diversificación de nuestra matriz energética”, señaló Basualdo.

La generación de energía eléctrica a partir de fuentes renovables continúa en ascenso en Argentina, con un crecimiento de la potencia instalada del 93% entre 2019 y 2021. En marzo de 2022, el 66% de la potencia instalada de generación renovable en el país correspondía a la tecnología eólica, que fue la de mayor crecimiento en ese período.

Al finalizar el primer trimestre de 2022 se contabilizaban 190 proyectos de energías renovables operativos en el país, con una potencia instalada total de 5.187,96 MW, generando electricidad para abastecer a 5,4 millones de hogares argentinos.

El Parque Eólico Rawson fue el primer parque a gran escala en el país. Consta de tres proyectos inaugurados consecutivamente, los dos primeros en el marco del GenRen y el tercero en el marco del MATER. Todos ellos cuentan con un factor de capacidad que los coloca entre las instalaciones de mayor rendimiento en el mundo: Rawson I y II, cada uno con 42% y Rawson III, con 49,2%.

Y en  conjunto, aportan anualmente 416 GWh a partir de 55 aerogeneradores, lo que equivale a un ahorro certificado de 180.000 toneladas anuales de emisiones de dióxido de carbono.

energiaestrategica.com, Informacion, Información de Mercado

S-5! presenta una nueva abrazadera para el sector eléctrico compatible con instalaciones solares

S-5!, el inventor de los accesorios para techos metálicos presenta su nueva abrazadera para conductos eléctricos para techos metálicos.

La nueva abrazadera CanDuit asegura y sostiene conductos para la gestión de cables y se sujeta a techos metálicos para sistemas solares fotovoltaicos, ¡en combinación con cualquier S-5! abrazadera o soporte.

La abrazadera CanDuit, fabricada con acero recubierto de electrocinc, cuenta con dos mitades que se sujetan alrededor de la tubería o conducto con una almohadilla de revestimiento de EPDM que protege contra la abrasión y un perno M8 roscado que permite la conexión a productos S-5!, lo que proporciona una fijación fácil y organizada sin rayar, corroer u otros daños al techo.

El CanDuit se puede utilizar tanto en entornos residenciales como comerciales para una variedad de aplicaciones que incluyen electricidad, energía solar, plomería para gas o agua y drenaje de condensación.

Características clave de CanDuit:

Disponible en 14 tamaños con diámetros de tubería exterior que van desde 0,79″ (20 mm) hasta 4,6″ (117 mm).
 La capacidad de ajuste dentro de cada abrazadera permite un ajuste de tamaño menor para asegurar la mayoría de los conductos y otras tuberías.
 El eje roscado M8 de CanDuit se monta directamente en las abrazaderas no penetrantes de S-5 para techos con juntas alzadas y soportes resistentes a la intemperie de fábrica para techos sujetos a la vista y el sistema de montaje utilitario S-5! GripperFix®.

Beneficios de CanDuit:

Solución completa de una sola fuente
Seguro y duradero
Se adapta a todas las abrazaderas y soportes S-5!
Fácil instalación
Evita arañazos y corrosión.
Menos componentes ahorran costos
Resistente a la corrosión y duradero
10 años de garantía contra defecto de fabricación

“Nuestros clientes preguntan frecuentemente, ¿tienen algo para montar conductos eléctricos, tuberías y otros objetos redondos en techos de metal”, dice CEO y fundador de S-5!, Rob Haddock. “Entonces, en un esfuerzo por responder a las necesidades de la industria y mientras continuamos innovando nuevas y mejores soluciones en un modo de mejora constante del producto y de invención/reinvención para brindar ventajas competitivas a nuestros clientes, hemos creado la abrazadera CanDuit.

energiaestrategica.com, Informacion, Información de Mercado

Nextracker y Atkore anuncian una nueva línea de fabricación de seguidores solares en Estados Unidos

Nextracker LLC. , el líder mundial del mercado en seguidores solares a gran escala, y Atkore (NYSE: ATKR), un proveedor global de soluciones eléctricas, de seguridad e infraestructura, anunciaron una nueva línea de fabricación dedicada a producir componentes de seguidores solares de acero para su uso en energía solar a gran escala. plantas. Atkore ha ampliado y reconfigurado sus instalaciones de Phoenix, Arizona, con una nueva capacidad dedicada a los productos Nextracker.

Este desarrollo sigue al anuncio de abril de Nextracker con JM Steel abriendo una planta de fabricación de acero en Sinton, Texas, y demuestra el compromiso de Nextracker de construir una cadena de suministro más resistente para respaldar el creciente mercado de energía solar en EE. UU. con materia prima y fabricación de acero nacional.

“Desarrollar nuestra capacidad de fabricación con socios en los EE. UU. nos permite proteger a los clientes de la volatilidad de los costos, el riesgo del suministro de acero y los retrasos en la logística”, dijo Dan Shugar, fundador y director ejecutivo de Nextracker . “La asociación con Atkore en Phoenix proporciona productos en el epicentro de la región de rápido crecimiento del suroeste desde una perspectiva de población y energía y garantiza que el mejor producto de su clase esté disponible para permitir que esa demanda se satisfaga con energía solar limpia y asequible. La producción inicial de la instalación ampliada respaldará el proyecto solar Agave de 150 MW de Arizona Public Service Co. (APS), en el que estamos encantados de trabajar con otras empresas con sede en Arizona, incluidas McCarthy Building Companies y First Solar”.

“La nueva línea de producción de Atkore está dedicada a Nextracker y los ayudará a implementar rápidamente su tecnología solar de vanguardia en el sur y suroeste de los EE. UU.”, dijo Bill Waltz, presidente y director ejecutivo de Atkore . “Estamos orgullosos de ofrecer productos sostenibles que respaldan las iniciativas de energía renovable y ayudan a nuestros clientes a lograr sus objetivos, asegurando que cumplamos con nuestro compromiso de construir mejor juntos”.

A través de la asociación, Nextracker tiene un suministro dedicado de materiales críticos en el mercado solar estratégico del suroeste de EE. UU. y está bien posicionado para brindar soporte a clientes clave como APS.

“Esta expansión de la capacidad de fabricación con Nextracker y Atkore complementa el programa solar que APS ha estado impulsando durante décadas para satisfacer la creciente demanda de energía de Arizona. Los rastreadores avanzados ayudan a generar más energía solar limpia a un menor costo para los clientes”. dijo Ted Geisler, presidente de APS. “Los seguidores solares de origen local pueden ayudar a garantizar la entrega a tiempo, lo que nos permite mantener un servicio confiable mientras nos mantenemos al día con el rápido crecimiento en nuestro territorio de servicio”.

El anuncio fue seguido por una mesa redonda de la industria con destacados expertos en energía, incluida Heather Zichal, directora ejecutiva de American Clean Power, Cynthia Wang, vicepresidenta de gestión de la cadena de suministro de SB Energy, Georges Antoun, director comercial de First Solar y Troy Lauterbach, director ejecutivo de Energía Novasource.

Scott Canada, vicepresidente ejecutivo de energía renovable y almacenamiento de McCarthy Building Companies , dijo: “Es muy gratificante construir plantas de energía solar de alta calidad para APS utilizando tecnologías de primera clase como el rastreador avanzado de Nextracker que ahora se produce en Arizona. Nextracker respondió estratégicamente a la crisis de la cadena de suministro global al expandir la capacidad de fabricación en todo el país. Hemos completado docenas de grandes proyectos solares exitosos con Nextracker y esperamos apoyar el crecimiento continuo y la creación de empleo que la industria solar está brindando a las comunidades de costa a costa”.

energiaestrategica.com, Informacion, Información de Mercado

La Unión Europea lanza una convocatoria pública para acelerar proyectos verdes en Argentina

El programa Low Carbon and Circular Economy Business Action (LCBA) en Argentina, financiado e impulsado por la Unión Europea, lanza una convocatoria pública para incentivar la incorporación de tecnología verde europea en proyectos nacionales.

Esta iniciativa tiene como objetivo promover la descarbonización y la transición energética de las empresas argentinas, así como la mejora de la eficiencia y la competitividad de sus procesos. Para ello, del 23 de mayo al 22 de junio las empresas argentinas podrán presentar sus proyectos y acceder a las siguientes ventajas:

Servicios individualizados de scouting tecnológico y acompañamiento hasta la firma del acuerdo para la aceleración de procesos.
Muestra de un extenso portfolio tecnológico con las mejores soluciones en materia de sostenibilidad y prácticas circulares.
Apoyo en la búsqueda de instrumentos de financiación o coaching financiero, el programa cuenta con un mapa de las principales líneas de financiación disponibles.
Los proyectos seleccionados podrán acceder a un paquete de asistencia técnica gratuita; jurídica, económica, medioambiental o de otro tipo, en función de los requerimientos del proyecto.

VER CONVOCATORIA

La convocatoria está abierta a todos los sectores siempre y cuando tengan una necesidad real de descarbonización, de transición energética o de circularidad. El programa LCBA en Latam (Argentina, Brasil, Chile y Colombia) está formado por un equipo de más de 30 profesionales multidisciplinares, que analizan y buscan oportunidades de negocio en los países y prospectan tecnología verde e innovadora en Europa para su internacionalización en mercados latinoamericanos, hasta la fecha más de 45 proyectos han sido acelerados por el programa.

Entre las tecnologías europeas más demandadas en el país se encuentran:

Soluciones de biogás o biometano.
Recuperación y peletización de madera.
Equipos de refrigeración de alta eficiencia y bajo impacto ambiental.
Tecnología frigorífica para el ahorro energético de la industria cárnica.
Aplicaciones inteligentes y de conectividad para la agricultura de precisión.
Valorización de digestatos (biofertilizantes).
Sustitución de calderas por sistemas fotovoltaicos para la generación de calor y vapor.
Tecnología para la transformación de residuos en energía o su valorización

PARTICIPAR

En palabras de Jorg Weberndorfer, Ministro Consejero, Económico y Comercial de la Delegación de la Unión Europea en Argentina, “esta convocatoria es un claro ejemplo de cómo desde la Delegación de la Unión Europea apoyamos al sector empresarial argentino en su adaptación y cambio hacia una economía baja en carbono y a su vez, tendemos puentes con proveedores tecnológicos europeos. No podemos más que animar a todas las empresas a que inscriban sus proyectos o procesos de mejora y estamos deseando poderlos apoyar”.

Para más información sobre la convocatoria, consulte el siguiente enlace:

https://latam.lowcarbonbusinessaction.com/convocatoria-publica-europea-para-proyectos-sustentables/?lang=es

energiaestrategica.com, Informacion, Información de Mercado

Reganosa reconfigura su estrategia para el PERTE del hidrógeno con proyectos en Galicia

Para cumplir con su estrategia hacia la transición energética, la compañía promete potenciar las energías renovables en Galicia. 

El 6 de mayo finalizó el plazo del PERTE de Hidrógeno Pioneros para impulsar el despliegue de aplicaciones comerciales de proyectos integrales que incluyen producción, distribución y consumo de hidrógeno renovable en una misma ubicación territorial.

Como uno de sus requisitos era que la instalación de electrolizadores y sistemas auxiliares debían ser de una potencia de electrólisis instalada superior a 0,5 MW e inferior a los 20 MW, las empresas debieron adaptar sus hojas de ruta para acceder a la ayuda. 

Este es el caso de Reganosa, la compañía gallega dedicada al transporte y regasificación de gas natural. 

El proyecto se denomina H2Pole. Suma 100 MW de energía instalada y prevé tres fases: 20 MW en 2025, +30 MW y +50 MW hacia 2030.

Este proyecto inició en 2020, lleva más de 20000 horas de desarrollo e involucra a 30 empresas y organismos. EDP Renovables los acompaña, Siemens es su socio tecnológico y la compañía Inerco se ocupa de la ingeniería contratada.

La inversión estimada total es de 134 M€ entre 2021 y 2030. 

Jorge Martínez Jubitero, Sponsor Técnico y de Proyectos de Reganosa, comenta que en los últimos meses la compañía ha desarrollado una herramienta digital que permite identificar la solución óptima para el despliegue del hidrógeno en Galicia. 

“Se ha identificado una demanda potencial anual en Galicia de 30.000 toneladas de hidrógeno en 2025”, explica y destaca que gracias a esta aplicación pueden entender de mejor manera la capacidad y la producción posibles. 

Retos del Hidrógeno

Martínez Jubitero describe una serie de inconvenientes que se esperan con el avance del vector energético. 

En principio, manifiesta que aún existe un importante desconocimiento de este gas. La tecnología es un campo en desarrollo ya que su material no es accesible por la fragilidad. 

La competitividad aún es ineficiente ya que aún el coste de la energía es un 40 por ciento menor que el del hidrógeno y quedan pendientes muchas cuestiones técnicas que resolver  para su transporte. 

“Hacia 2030 todos estos retos deben estar aceitados para el uso del hidrógeno y potenciarlo mediante los programas de ayuda y hacia 2050 lograr el despliegue comercial”, remarca el ejecutivo de Reganosa.

energiaestrategica.com, Informacion, Información de Mercado

AEEólica advierte que se deberán acelerar las tramitaciones para cumplir con el objetivo del  REPowerEUC 

«Se deben conseguir aprobaciones anuales por 2,2 GW en comparación a los 1,5 GW tramitados en 2021 y a los 0 MW aprobados en el primer semestre de 2022», remarca la Asociación Empresarial Eólica (AEE)

En 2021 se otorgaron Declaraciones de Impacto Ambiental (DIA) por 1,7 GW. Para cumplir el objetivo de 2030, en 2028 deberíamos tener aprobadas las DIAs de más de 22 GW, considerando que desde la aprobación de la DIA hasta la conexión a la red de los parques pasan dos años como período medio. 

«Esto significaría que entre 2022 y 2028 habría que aprobar DIAs a un ritmo de 3,2 GW anuales, casi el doble del volumen del año pasado» agregan desde la AEE. 

El Plan de Acción REPowerEU se presenta en un momento crucial. Respecto a la energía eólica, la UE parte de los 190 GW actuales a 480 GW en solo 8 años, de los cuales 24 GW deben ser instalados en España.

Para lograrlo, hay que instalar 21 GW de eólica terrestre y 3 GW de eólica marina, de acuerdo con la Hoja de Ruta de estas tecnologías aprobada por el Gobierno. 

Acelerar la tramitación de Declaraciones de Impacto Ambiental es el principal desafío que requerirá este camino según afirman desde la entidad. 

«Resolver la problemática de la implantación de la eólica en el territorio es una prioridad», subraya Juan Virgilio Márquez, Director General de la AEE.

Con el destino ajustado por la Comisión Europea (CE), la Asociación Empresarial Eólica (AEE) acepta el desafío de emprender camino al 45 por ciento de renovables en 2030. 

El directivo sugiere: que los empresarios desarrollen sus proyectos con el máximo rigor y sensibilidad social; que las comunidades locales protejan a las personas frente a la amenaza climática y la suba del precio de la energía; y que la administración lidere el ritmo de avance, de manera coordinada y eficiente. 

Sobre el último punto lo resume en cinco aspectos: velocidad, interpretación jurídica única, coherencia en el alcance de las normas, pragmatismo regulatorio con total rigor y coordinación en la zonificación ambiental.  

¿Cuáles son las propuestas legislativas de la Comisión Europea para agilizar las tramitaciones?

Las energías renovables son de «interés público superior». Esto significa que se puede priorizar su construcción en la crisis energética actual caso por caso y hasta que se alcance la neutralidad climática. 
Crea áreas renovables de «desarrollo directo» (GO TO Areas) que los gobiernos nacionales deben establecer en la parte posterior de una evaluación ambiental estratégica. En estas áreas, los proyectos tendrán que ser autorizados dentro de 1 año. 
Mantiene los plazos de permisos existentes – 2 años para proyectos nuevos normales y 1 año para proyectos repotenciados – pero aclara qué permisos y trámites deben entregarse dentro de estos plazos.

Beneficios que se alcanzarán si se cumplen las metas 

La fabricación e instalación de 4.600 aerogeneradores, entre terrestres y marinos significarán un aporte de 5 millones de euros para la industria eólica española y europea.

Además, la reducción de importación de gas por valor de 2,4 millones de euros cada año lo que se traduce en un ahorro para los consumidores eléctricos de 1,7 millones de euros/año.

Se ahorrarán medio millón de euros al año en permisos de emisiones de CO2 por evitar la emisión a la atmósfera de 5.500 toneladas de dióxido de carbono. 

ecojournal.com.ar, Informacion, Información de Mercado

El agua de Brasil, el impensado tercer buque regasificador que descomprimió la crisis energética en la Argentina

Las lluvias en Brasil están realizando un aporte más que significativo para la seguridad de suministro de energía en la Argentina. De hecho, la recuperación de los niveles de agua en los complejos hidroeléctricos del país vecino fue el elemento determinante que permitió oxigenar el escenario de despacho físico de energía durante los meses de frío. La crisis por la falta de combustibles que se proyectaba a principios de año hoy parece haberse atemperado.

Al incremento que se viene registrando en la generación hidroeléctrica en las represas de Yacyretá y Salto Grande se sumaron este mes las importaciones de electricidad desde el país que preside Jair Bolsonario. Si se mide ese impacto en volúmenes adicionales de gas con los que está contando la Argentina, la suma de esas tres fuentes equivale al suministro que aportaría un tercer buque regasificador de LNG, que se agrega a los dos que ya están operativos en Escobar y en Bahía Blanca.

Hace dos semanas Brasil comenzó a exportar electricidad a la Argentina en el marco de un swap de energía acordado en abril. También se envió energía generada con carbón desde centrales térmicas instaladas al sur brasileño a un precio cercano a los 200 dólares por megawatt por hora (US$/MWh). De acuerdo con cálculos que realizaron en el sector privado, las importaciones de energía eléctrica desde Brasil registradas el 11 de mayo fueron equivalentes a algo más de 7 millones de metros cúbicos por día (MMm3/d) de gas natural.

Ese mismo día, las represas de Yacyretá y Salto Grande abastecieron energía equivalente a algo más de 6 y 3,5 MMm3/d, respectivamente. Si a estas cifras se suman las importaciones de electricidad desde Brasil, la cuenta final arroja que Argentina está recibiendo el equivalente a algo más de 16 MMm3 de gas natural por día gracias a las lluvias registradas en el sur del país vecino, que están teniendo un impacto positivo en la generación hidroeléctrica tanto de Brasil como en las represas que Argentina comparte con Paraguay y Uruguay.

Tercer regasificador

En otras palabras, las lluvias en el sur de Brasil están realizando un aporte en forma de hidroelectricidad que equivale a un tercer buque regasificador de gas natural licuado. El buque regasificador Exemplar, que es propiedad de Excelerate Energy y que comenzó a operar la semana pasada en el puerto de Bahía Blanca, tiene  una capacidad de regasificación de hasta 17 MMm3/día.

Es un aporte que resultará crítico para la Argentina en los meses de invierno, en los que se enfrentará con un escenario complejo para garantizar el suministro de energía por el encarecimiento de los precios internacionales de los combustibles y la limitada disponibilidad de dólares para abonar esas importaciones.

A esa problemática se suma el declive en la producción de gas de Bolivia y las consecuentes dudas sobre la disponibilidad de ese gas durante el invierno. Argentina y Bolivia renovaron en abril el contrato de suministro de gas. El nuevo acuerdo prevé que entre mayo y septiembre Argentina recibirá 14 MMm3 por día en condiciones firmes (con la posibilidad de recibir hasta 18 MMm3 diarios si hay volúmenes extras disponibles), pero a un precio superior que el estipulado en la adenda firmada en 2021.

Swap con Brasil

En abril una delegación encabezada por el ministro de Economía, Martín Guzmán, viajó a Brasil con el objetivo de reforzar el suministro de energía de cara al invierno. Guzmán y el entonces ministro de Minas y Energía del Brasil, Bento Alburquerque, acordaron un swap de energía para el resto del año.

Según el acuerdo, Brasil exportará a la Argentina unos 2000 MW entre mayo y septiembre. Argentina devolverá la energía a partir de septiembre.

«Brasil va a garantizar la seguridad energética argentina poniendo a disposición energía eléctrica entre mayo y setiembre», dijo Guzmán en ocasión del viaje.

Mejora hidroeléctrica

La generación hidroeléctrica en Brasil se recuperó luego de las fuertes lluvias de los últimos meses en el norte y sur del país. Los niveles de agua en los embalses en la región sur llegan al 89% de la capacidad de almacenamiento según el último boletín del Operador del Sistema Eléctrico Nacional (ONS) con fecha del 19 de mayo. El submercado del Sureste/Medio Oeste registró niveles estables, con el 66,7% de su capacidad cubierta.

La mejora de la generación hidroeléctrica no pasa desapercibida en el mercado mundial del LNG. Brasil viene reduciendo su demanda de gas natural, sobre todo para generación eléctrica. Petrobras informó que la demanda de gas natural se redujo a 67 MMm3 diarios en el primer trimestre del año, comparado con 81 MMm3/d en el mismo trimestre del año pasado y 88 MMm3/d en el último trimestre de 2021. Las importaciones de LNG en el primer trimestre fueron de 10 MMm3/d, menos que los 19 MMm3/d registrados en el mismo trimestre del año pasado y los 88 MMm3/d importados en el último trimestre de 2021.

En la segunda mitad del año pasado, la confluencia entre la demanda europea, asiática y brasileña de LNG disparó los precios internacionales del fluido a valores récord. El fin de la sequía en Brasil y las buenas temperaturas registradas en el invierno europeo ayudaron a una moderación en la demanda y en los precios del LNG en el último mes.

La entrada El agua de Brasil, el impensado tercer buque regasificador que descomprimió la crisis energética en la Argentina se publicó primero en EconoJournal.

, [#item_author]

ecojournal.com.ar, Informacion, Información de Mercado

Autorizaron una suba del 10% del precio del bioetanol que se mezcla con las naftas

La Secretaría de Energía, a cargo de Darío Martínez, autorizó un aumento de 10,2% para el precio del litro de bioetanol de caña de azúcar para su adquisición y mezcla obligatoria con las naftas grados 2 y 3. El litro de etanol elaborado a base de caña, sobre todo en los ingenios tucumanos, saltó de $ 73,11 a $ 80,56. El incremento de este producto regulado por la Ley 27.640 pone presión sobre el valor de las naftas, que a su vez aumentaron hasta un 14% entre el 7 y 9 de mayo.

El incremento de bioetanol cañero regirá para las operaciones llevadas a cabo a partir del 9 de mayo. El gobierno autorizó la suba mediante la Resolución 373/2022, publicada este lunes en el Boletín Oficial y firmada por el secretario energético. No aumentaba desde marzo, cuando saltó un 11,8%. Desde abril, el etanol de maíz y el de caña tienen un precio distinto, algo que no ocurre desde noviembre de 2019. Para el etanol maicero, elaborado principalmente en Santa Fe y Córdoba, el litro se comercializa este mes a $ 96,35, mientras que el litro de etanol elaborado en los ingenios de Tucumán tiene un valor de $ 80,56.

El sector

El bioetanol de caña se mezcla por ley en un 6% con las naftas antes de que se vendan en los surtidores del país. La nueva Ley 27.640, aprobada el año pasado, habilita a aumentar los precios del bioetanol y biodiesel (que se mezcla con el gasoil) en base a cómo se mueva los precios de los combustibles de YPF en las estaciones de servicio. Para el precio del etanol de maíz y del biodiesel, el gobierno implementó un sendero de precios desde abril hasta agosto.

Los biocombustibles son productos regulados desde hace más de 15 años en el país y el precio lo fija la Secretaría de Energía. El etanol se mezcla en un 12% con las naftas (el otro 6% es para el elaborado a base de maíz) y el biodiesel (producido con aceite de soja) que se mezcla en un 6% con el gasoil.

Este aumento del etanol de caña se instrumentó dos semanas después de la suba de los combustibles de YPF. La resolución de este lunes señala que “de acuerdo a la información suministrada por YPF respecto de la variación de los precios implementada con fecha 9 de mayo de 2022 para las naftas grado 2 y grado 3, comercializadas a través de las estaciones de servicio de su propiedad en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires, resulta necesario determinar los precios de adquisición del bioetanol elaborado a base de caña de azúcar destinado a la mezcla obligatoria con las naftas, que regirán hasta que un nuevo precio los reemplace”.

La entrada Autorizaron una suba del 10% del precio del bioetanol que se mezcla con las naftas se publicó primero en EconoJournal.

, [#item_author]

energiaestrategica.com, Informacion, Información de Mercado

Galápagos recibirá USD 117 millones para el Programa de Cambio Climático

El Fondo Verde para el Clima (FVC) aprobó el pasado 16 de mayo, la financiación de USD 117,6 millones para el programa “Cambio climático: El nuevo desafío evolutivo para el Archipiélago de las Galápagos”, cuyo objetivo es contribuir a una transformación hacia un sistema insular autosuficiente; en el cual, los medios de vida locales se desarrollen en un modelo bajo en carbono y una mayor capacidad de adaptación al cambio climático.

Tendrá como entidades ejecutoras a la Corporación Andina de Fomento y los Ministerios: de Energía y Minas; Ambiente, Agua y Transición Ecológica; Agricultura y Ganadería. Además, el Consejo de Gobierno del Régimen Especial de las Galápagos, el Fondo Mundial para la Naturaleza y la Organización de las Naciones Unidas para la Alimentación y la Agricultura, quienes además han trabajado desde el año 2019 en la formulación, estructuración del programa.

La iniciativa contribuirá a superar las barreras relacionadas con el acceso a financiamiento, capacidad de gestión de las instituciones del Archipiélago, tecnologías limpias, acciones de adaptación y mitigación, mercado de los medios de vida, conciencia pública y cambio climático.

Asimismo, catalizará las inversiones en energías renovables en las Galápagos, a través del acceso a financiamiento blando y subvenciones en eficiencia energética, para contribuir a un desarrollo bajo en carbono en su economía. Se proporcionarán recursos financieros y no financieros a los sectores de agricultura, pesca y turismo, que son los grandes generadores de empleo, y que actualmente tienen un acceso insuficiente a financiación.

El programa contempla tres componentes: cambio de la matriz energética, construcción de resiliencia climática de los hábitats y mecanismos de sostenibilidad
para la resiliencia climática y entornos de bajas emisiones.

Las acciones, que se implementarán en las cuatro islas pobladas: Santa Cruz, San Cristóbal, Isabela y Floreana, así como, en áreas de alto valor ecológico, incluida la Reserva Marina de las Galápagos, permitirán una reducción estimada de emisiones, en virtud de las inversiones en energía renovable y eficiencia energética, en el orden de 23.366,76 tCO2e al año, unos 111.104,19 tCO2e durante los 5 años de ejecución del Programa.

ecojournal.com.ar, Informacion, Información de Mercado

Exclusivo: el gobierno apura un decreto para flexibilizar el acceso a dólares para las petroleras que produzcan más hidrocarburos

Funcionarios del Ministerio de Economía y de la Secretaría de Energía mantuvieron este viernes reuniones individuales con unas 10 petroleras con un único tema en agenda: comunicar a las empresas los ejes centrales de un decreto que llevará la firma del presidente Alberto Fernández y creará un régimen cambiario especial para promocionar la inversión en petróleo y gas. Así lo confirmaron a EconoJournal cuatro fuentes privadas.

La norma se apoyará sobre una palanca central: garantizará el acceso a dólares para los productores que incrementen su oferta de petróleo y gas. En el gobierno existe premura para avanzar cuanto antes con la publicación del DNU. Tanto que la ronda de encuentros continuará este sábado. Hoy será el turno de autoridades de provincias petroleras que integran la Ofephi y de los principales sindicatos del sector. El decreto podría incluso publicarse durante la próxima semana.

Desde lo político, el mensaje de la cartera que conduce Martín Guzmán es claro: en medio de la interna, la intención es mostrar gestión y capacidad de hacer. Tras soportar en el último mes de duros embates del cristinismo para provocar su salida del gobierno, el ministro parece haber resistido y ahora apunta a mostrar una mayor solvencia en una industria que nuclea a varios de los principales empresarios del país como Paolo Rocca (Techint), Marcos Bulgheroni (PAE), Miguel Galuccio (Vista) y Hugo Eurnekian (CGC), entre otros, así como también compañías multinacionales de primer nivel como Shell, TotalEnergies, Chevron y ExxonMobil.

Palanca

El texto que preparan en Economía está conceptualmente en línea con el proyecto de Ley que ingresó en los últimos días en el Congreso impulsada por legisladores patagónicos. También tiene puntos en común con el proyecto de Ley redactado por colaboradores del ministro Martín Guzmán, que fue presentado durante noviembre de 2021. Pero en el trazo fino incorpora cambios sustanciales.

En concreto, el decreto que está terminando de pulir el Ejecutivo trabaja sobre un incentivo central: la posibilidad de acceder al mercado único de cambios (MULC) para las petroleras que incorporen más producción al mercado y, de ese modo, permitan reducir las importaciones de energía que provocan una sangría de dólares en las reservas del Central.

En el gobierno es la siguiente saben que la inversión que se concreta en el país para producir petróleo y gas surge del flujo del negocio existente, es decir, las compañías reinvierten el flujo proveniente por desembolsos pasados. Se cuida lo construido. Pero son muy pocos los casos en los que se ingresan dólares del exterior ampliar el nivel de actividad en nuevos proyectos. El cepo cambiario es la principal traba que impide esa dinámica. Este decreto intentará, desde la óptica gubernamental, resolver parcialmente esa realidad.

Sin definición

En lo que se refiere a los incentivos para extraer más petróleo, el texto establecerá una línea base de referencia y considerará como producción incremental al volumen de crudo que se inyecte por sobre ese parámetro. Aún no está definido qué patrón se utilizará para definir esa línea base. Podría ser la producción acumulada de 2021, pero también de los últimos 12 meses, desde abril de 2021 hasta marzo de 2022, según indicaron tres fuentes privadas sin contacto entre sí. En las reuniones de este viernes, los funcionarios aseguraron que la decisión final sobre este punto se tomará en los próximos días.

Tampoco se precisó el porcentaje de la producción incremental de petróleo y gas sobre el que se podrá acceder libremente a las divisas. Es el aspecto fundamental del decreto, por lo que las petroleras están a la espera de conocer el detalle para determinar si el nuevo régimen cambiario será capaz de traccionar inversiones o no.

En el proyecto de Ley que ingreso al Congreso en la última semana y en los borradores de otros proyectos que se trabajaron en Economía se habilitaba el acceso a dólares sobre una alícuota base del 20% de la producción. Pero el decreto que está en redacción podría ser más generoso y autorizar el acceso al MULC sobre un porcentaje mayor de la producción incremental.

En el caso del gas natural, se tomará como línea base la producción comprometida en el Plan Gas.Ar. Por sobre esa curva, se fijará una alícuota sobre la cual las productoras podrán tener libre acceso a las divisas equivalentes.

Aceleradores

Para poder ser beneficiario del nuevo régimen, no se aplicará un monto mínimo de inversión, como se establecía en proyectos anteriores, ni una curva de declinación como existía, por ejemplo, en el Plan Gas I de 2013.

Sí está previsto, en cambio, incluir algunos aceleradores que sumen más beneficios para los privados en la medida que cumplan con algunos requisitos adicionales.

Así, por caso, estaría previsto premiar a las empresas con mayor cobertura del mercado doméstico de crudo, aunque sobre este ítem, que favorecerá particularmente a YPF, que es mayor jugador del mercado local de combustibles, no hubo consenso entre las fuentes consultadas.También podría otorgarse mayores beneficios a las empresas que perforen pozos en campos de baja productividad y para compañías que eviten la declinación de yacimientos convencionales. Sin embargo, este medio no pudo confirmar que esos puntos vayan a estar efectivamente incluidos en el decreto final.

Lo que sí está definido es que el cálculo para definir la cantidad de divisas de libre disponibilidad que podrá reclamar cada petrolera se realizará sólo tres o cuatro veces en el año. Fue la forma que se encontró para evitar que el BCRA colapse con pedidos todos los meses. En los hechos, las empresas podrán solicitar la liquidación de divisas sólo una vez cada tres o cuatro meses.  

La entrada Exclusivo: el gobierno apura un decreto para flexibilizar el acceso a dólares para las petroleras que produzcan más hidrocarburos se publicó primero en EconoJournal.

, [#item_author]

energiaynegocios.com.ar, Informacion, Información de Mercado

La demanda de electricidad aumentó 3,4% interanual en abril. Subas en todos los rubros

La demanda de energía eléctrica en abril último presentó un ascenso de 3,4 % y alcanzó los 10.149,1 GWh. Y el aumento ocurrió a nivel residencial,  industrial y en las actividades comerciales. De este modo, la demanda eléctrica retomó la suba tras una seguidilla de once meses consecutivos de suba a partir de abril de 2021, que se interrumpió con un descenso de -1,5 % en marzo pasado, indicó el informe periódico de la fundación Fundelec.

En abril de 2022, la demanda neta total del MEM fue de 10.149,1 GWh; mientras que, en el mismo mes de 2021, había sido de 9.812,4 GWh. Por lo tanto, la comparación interanual evidencia un ascenso de 3,4%. En abril, existió un decrecimiento intermensual del – 6,8 %, respecto de marzo de 2022, un mes que alcanzó los 10.884,5 GWh.

Además, se registró una potencia máxima de 19.783 MW, el 29 de abril de 2022 a las 20:44, lejos de los 28.231 MW de enero de 2022, récord histórico.

En cuanto a la demanda residencial de abril, alcanzó el 40 % de la demanda total país con una suba de 2,9 % respecto al mismo mes del año anterior. En tanto, la demanda comercial subió  3,6 %, siendo un 29 % del consumo total. Y la demanda industrial representó 31 % del consumo total, con un aumento en el mes del orden del 3,5 %, aproximadamente.

EVOLUCIÓN DEL CONSUMO

La demanda eléctrica registra en los últimos doce meses (incluido abril de 2022) 1 mes de baja (marzo de 2022, -1,5 %) y 11 meses de suba (mayo de 2021, 14,2 %; junio, 12,1 %; julio, 1,9 %; agosto, 8,7 %; septiembre, 3,3 %; octubre, 4,4 %; noviembre, 4,7 %; diciembre de 2021, 9,9 %; enero de 2022, 9,4 %; febrero, 4,7 %; y abril, 3,4 %). El año móvil (últimos doce meses) presenta una suba del 6,2 %.

Los registros anteriores muestran que el consumo de mayo de 2021 llegó a los 10.984,5 GWh; junio, 12.050,6 GWh; julio, 12.407,8 GWh; agosto, 10.660,1 GWh; septiembre, 10.371 GWh; octubre, 10.448,1 GWh; noviembre, 10.560,7 GWh; diciembre de 2021, 12.451,7 GWh; enero de 2022, 13.058,8 GWh; febrero, 10.561,2 GWh; marzo, 10.884,5 GWh; y, por último, abril de 2022 alcanzó los 10.149,1 GWh.

CONSUMO MENSUAL A NIVEL REGIONAL

En cuanto al consumo por provincia, en abril, 20 fueron las provincias y/o empresas que marcaron ascensos: EDELAP (10 %), Neuquén (9 %), San Luis y EDEA (8 %), Santa Fe (7 %), Mendoza, Río Negro y Santa Cruz (6 %), Chubut, Salta, EDES y EDEN (5 %), Córdoba (4 %), Catamarca y La Rioja (3 %), Misiones (2 %), Formosa y  San Juan (1 %), entre otros. En tanto, 7 provincias y/o empresas presentaron caídas: Chaco y Santiago del Estero (-6 %), Corrientes (-3 %), Entre Ríos, La Pampa y Tucumán (-2 %) y Jujuy (-1 %).

En referencia al detalle por regiones y siempre en una comparación interanual, las variaciones fueron las siguientes: NEA –Chaco, Formosa, Corrientes y Misiones- presentó una caída: -2,2 %. NOA –Tucumán, Salta, Jujuy, La Rioja, Catamarca y Santiago del Estero- presentó una suba: 0,3 %. METROPOLITANA -Ciudad de Buenos Aires y GBA – tuvo un ascenso: 4 %. CUYO -San Juan y Mendoza- aumentó el consumo 4,3 %. LITORAL -Entre Ríos y Santa Fe– subió 4,5 %. CENTRO -Córdoba y San Luis- el alza en la demanda fue de 4,7 %. PATAGONIA –Chubut y Santa Cruz- el consumo ascendió 5,4 % con respecto al año anterior. COMAHUE –La Pampa, Río Negro y Neuquén- creció 5,7 % respecto a noviembre de 2020.

BAS –todo el interior de la provincia de Buenos Aires (incluyendo La Plata y sin contar Capital Federal y GBA)- marcó una suba de 7,3 %.

En lo que respecta al detalle de las distribuidoras de Capital y GBA, que demandaron un 30 % del consumo total del país y totalizaron un ascenso conjunto de 4 %, los registros de CAMMESA indican que EDENOR tuvo un crecimiento de 4,5 %, mientras que en EDESUR la demanda ascendió 3,4 %. El resto del país subió en su consumo 3,4 %.

 TEMPERATURA

El mes de marzo de 2022 fue menos caluroso en comparación a marzo de 2021. La temperatura media fue de 18 °C, mientras que en el mismo mes del año anterior fue 20.7 °C, y la histórica es de 17.9 °C.

DATOS DE GENERACIÓN

La generación térmica e hidráulica son las principales fuentes utilizadas para satisfacer la demanda, aunque se destaca el crecimiento de las energías renovables. En abril, la generación hidráulica se ubicó en el orden de los 2.185 GWh contra 1.490 GWh en el mismo período del año anterior, lo que representa una variación positiva del 46 %.

Si bien se sigue observando muy bajo caudal en las principales cuencas, como Paraná, Uruguay y Comahue, bastante por debajo de las marcas históricas, también se destaca una leve mejora en Paraná y Uruguay, respecto a meses anteriores.

En tanto, el consumo de combustibles, frente a una generación térmica en baja, cercana al -7%, fue similar al mismo mes del año anterior. Con una demanda de gas natural algo menor, la diferencia se ubica en los combustibles alternativos. Así, en abril siguió liderando ampliamente la generación térmica con un aporte de producción de 55,46 % de los requerimientos.

Las centrales hidroeléctricas aportaron el 20,22 % de la demanda, las nucleares proveyeron un 6,09 %, y las generadoras de fuentes alternativas un 14,94 % del total. La importación representó el 3,30 % de la demanda.

energiaynegocios.com.ar, Informacion, Información de Mercado

Energía Argentina aprobó contrato del fideicomiso para el Gasoducto Néstor Kirchner

El Directorio de Energía Argentina aprobó el contrato que la empresa va a suscribir con el Banco de Inversión y Comercio Exterior (BICE), para la conformación de un fideicomiso de administración y financiero para el Fondo de Desarrollo Gasífero Argentino (FONDESGAS).

Este fideicomiso se va a constituir para administrar los bienes que serán utilizados para la construcción del Gasoducto Presidente Néstor Kirchner, así como del resto de las obras del Sistema de Gasoductos “Transport.AR”.

El decreto 76/2022 encomendó a Energía Argentina (IEASA en ese entonces) la construcción del Gasoducto Presidente Néstor Kirchner, otorgándole la concesión de transporte, y del Programa Transport.AR, creado por la Resolución 67/2022 de la Secretaría de Energía y que incluye, además del mencionado Gasoducto, otras obras de expansión del Sistema de Transporte de Gas Natural de nuestro país.

Además, ese decreto determinó que se constituiría un fideicomiso de administración y financiero, el FONDESGAS, para realizar la administración, total o parcial, de las obra del Sistema Transport.AR, designando a la empresa Energía Argentina como el fiduciante y al BICE como fiduciario.

Los bienes fideicomitidos serán los fondos derivados de la Ley 27.605 conocida como “Aporte Solidario”, la renta de los bienes fideicomitidos, el servicio de transporte de gas, los fondos recibidos por el Transport.AR, los fondos específicos de la Secretaría de Energía, y cualquier otro fondo que fuera designado para esta obra.

energiaynegocios.com.ar, Informacion, Información de Mercado

Records de producción de crudo y gas en abril

Con un fuerte empuje de la actividad en Vaca Muerta, la producción de petróleo en abril último fue la más alta desde noviembre del 2011, anotándose un nuevo récord histórico en producción de petróleo no convencional, comunicó Energía.

Con 234 mil barriles aproximados por día la producción no convencional de petróleo fue récord histórico, representando 41 % de la producción total. Por otra parte, la producción total de petróleo llegó a 578 mil barriles aproximados por día, la más alta desde noviembre del 2011.

En cuanto al gas, durante abril se produjeron 127 millones de metros cúbicos por día aproximadamente, lo cual representa un aumento interanual del 12 por ciento.

Fue fuerte la incidencia del segmento no convencional ya que la producción alcanzó los 67 millones de metros cúbicos aproximados por día, lo cual implica un aumento de 42 % en relación a la del mismo mes del 2021, representando 53 % de la producción total de gas natural.

El secretario de Energía, Darío Martínez, señaló que “la producción de petróleo de abril fue la más alta desde 2011, estos niveles récords son muy importantes para que el país siga creciendo. Porque cuando se produce más, se genera más trabajo, se motorizan las economías regionales, más pymes se suman a la cadena de valor y se activa toda la cadena productiva”.

Darío Martínez afirmó que “Con previsibilidad, y reglas claras, hemos logrado poner de pie a un sector que aumenta su producción y eso es bueno para todos los argentinos y argentinas”.  

energiaynegocios.com.ar, Informacion, Información de Mercado

Finalizó la Consulta Temprana sobre el pozo Argerich (CAN 100 y CAN 102)

La Secretaría de Energía informó que cerró la consulta temprana sobre los proyectos CAN 102 de prospección sísmica y CAN 100 de pozo exploratorio Argerich, ambos en la Cuenca Argentina Norte del Mar argentino.

A través de la aplicación habilitada al efecto, opinaron en la primera consulta 1.387 personas y en la segunda 727, que debieron registrarse previamente.

La consulta fue anunciada por los medios de prensa y redes sociales, pero además se enviaron por mail más de 600 invitaciones a participar, en primer lugar, a todos quienes participaron el año pasado de la Audiencia Pública de CAN 108 y CAN 114 y se agregaron autoridades provinciales y municipales, sindicatos, cámaras empresarias, colegios profesionales y universidades, entre otros.

Esta consulta es la primera vez que se realiza como parte del procedimiento administrativo de los expedientes que se tramitan en el Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible, quienes van a producir el informe detallado de los resultados, se indicó.

Esta Consulta Temprana tiene su origen en la llamada Ley Escazu, que insta a los gobiernos a brindar toda la información de impacto ambiental previo al llamado a Audiencia Pública. Es importante aclarar que se trata de procedimientos de consulta no vinculantes.

En esta oportunidad se registró una mayoría de opiniones favorables a ambos proyectos. Pero también hubo numerosos comentarios consultando o cuestionando ciertos puntos que son tomados muy en cuenta en el informe final.

El Secretario de Energía Darío Martínez declaró: “No conozco en detalle los resultados, pero sé que hubo una participación muy superior a la esperada. Y es excelente porque quienes opinaron, tuvieron acceso transparente a toda la información del plan de Gestión Ambiental presentado por las empresas. Nadie puede alegar que no se da información amplia y detallada. La misma va a seguir estando accesible a todo público en la página web del Ministerio de Ambiente”.

“El próximo paso será la Audiencia Pública que debe convocar Ambiente, y si todo está en orden, en marzo del 2023, YPF con Equinor estará ejecutando el pozo exploratorio Argerich que es nuestra gran apuesta de encontrar grandes reservas de hidrocarburos en el Mar Argentino”, finalizó Martínez.

ecojournal.com.ar, Informacion, Información de Mercado

Por la bajante del río Paraná, Raízen cerró su terminal marítima en Chaco

La empresa brasileña Raízen, que en Argentina comercializa la marca de combustibles Shell, anunció el cese de sus actividades en su terminal marítima en Puerto Vilelas, ubicada en Chaco, por las malas condiciones de navegabilidad que presenta el río Paraná. La compañía tenía contratados un convoy remolcador y dos barcazas para 9000 metros cúbicos (m3) de capacidad de transporte.

Fuentes cercanas a Raízen, que es una de las tres grandes refinadoras del país junto con YPF y Axion Energy, informaron que ante la imposibilidad de una solución a corto y mediano plazo, tuvieron que forzar una readecuación de su logística terrestre y fluvial a fin de garantizar el abastecimiento de combustible en la zona.

En ese sentido, alertaron sobre el riesgo que significa tener una planta con producto pero sin posibilidades de operar en el lugar, por lo cual dieron cuenta de la decisión de interrumpir las actividades en esa terminal. Habrá que ver qué sucede con la planta de YPF en Barranqueras y otras ubicadas aguas abajo del Paraná en la provincia de Santa Fe.

A su vez, comunicaron que  durante estos meses han diseñado un plan logístico, mediante el rediseño, robustecimiento y adecuación de su cadena de suministro  para poder abastecer de forma confiable a toda la zona. En el escenario actual, a través de las estaciones de servicio de Shell  y en el futuro mediante su terminal ubicada en Arroyo Seco o desde su refinería en Dock Sud.

La entrada Por la bajante del río Paraná, Raízen cerró su terminal marítima en Chaco se publicó primero en EconoJournal.

, [#item_author]

Informacion, Información de Mercado, runrunenergetico.com

Loma Campana lidera las inversiones en Vaca Muerta

 El bloque productor de shale oil recibió hasta ahora más de u$s 7.200 millones, por lo que concentra un 30% de los desembolsos en la principal formación no convencional del país. El podio lo completan Fortín de Piedra y La Amarga Chica. Desde hace varios años Vaca Muerta viene acaparando las mayores inversiones en el Upstream de la industria nacional de Oil & Gas. Un informe de G&G Energy Consultants identificó a los bloques que más desembolsos captaron durante la última década. De acuerdo con el reporte, el primer puesto le corresponde a Loma Campana, el primer desarrollo masivo de […]

La entrada Loma Campana lidera las inversiones en Vaca Muerta se publicó primero en RunRún energético.

Informacion, Información de Mercado, runrunenergetico.com

La consulta popular impulsada por el gobierno nacional sobre el proyecto de exploración petrolera finalizó ayer arrojando un saldo favorable a la iniciativa

El 42% consideró que la información es clara y suficiente. También pidieron medidas para proteger la fauna marina. La participación pública es un derecho de la ciudadanía y un deber de Estado, tal como se reconoce en nuestra legislación nacional y en el Acuerdo Regional sobre el Acceso a la Información, la Participación Pública y el Acceso a la Justicia en Asuntos Ambientales en América Latina y el Caribe (más conocido como “Acuerdo de Escazú”), ratificado por nuestro país en 2021. Es así que en las Evaluaciones de Impacto Ambiental, las instancias de participación son obligatorias desde etapas tempranas del […]

La entrada La consulta popular impulsada por el gobierno nacional sobre el proyecto de exploración petrolera finalizó ayer arrojando un saldo favorable a la iniciativa se publicó primero en RunRún energético.

Informacion, Información de Mercado, runrunenergetico.com

Acelerar Vaca Muerta: los detalles del proyecto de Guzmán para flexibilizar el cepo cambiario

El ministro de Economía, Martín Guzmán, avanza con un decreto para liberar cupos de exportación y de divisas para todo el sector hidrocarburífero, pero con especial foco en Vaca Muerta. Apuntan a publicarlo antes de fin de mes para que impacte en los presupuestos que las principales empresas elaboran para el 2023. En medio del fuego cruzado entre los sectores internos del gobierno, el ministro de Economía, Martín Guzmán, busca consolidar su liderazgo en el sector energético y apura la publicación de un decreto para flexibilizar el cepo cambiario para toda la cadena de los hidrocarburos con foco en Vaca […]

La entrada Acelerar Vaca Muerta: los detalles del proyecto de Guzmán para flexibilizar el cepo cambiario se publicó primero en RunRún energético.

Informacion, Información de Mercado, runrunenergetico.com

Pampa Energía mira a una nueva fuente renovable para sus proyectos de expansión

Pampa Energía, el grupo que lidera Marcelo Mindlin, está invirtiendo u$s 128 millones en la expansión de uno de sus tres parques eólicos. Pero el mayor generador de electricidad del país ya analiza sus próximos pasos y estudia proyectos para incursionar en otra tecnología ‘verde’ de alto potencial Allegados a Marcelo Mindlin describen la obsesión que el hacedor de Pampa Energía tiene, hoy por hoy, por el gas. A ese recurso, cuyo volumen de producción -actualmente, de 9 millones de metros cúbicos diarios (m3/día)- espera duplicar hacia 2024, comprometió u$s 800 millones de inversión en cuatro años a través del […]

La entrada Pampa Energía mira a una nueva fuente renovable para sus proyectos de expansión se publicó primero en RunRún energético.

Informacion, Información de Mercado, runrunenergetico.com

Siguen los problemas con el gasoil: las ventas con cupos y la escasez complica el transporte y la cosecha gruesa

Productores deambulando por estaciones de servicio para conseguir gasoil y camioneros varados, son postales habituales por estos días en el interior del país. En pleno traslado de la cosecha, la demanda de gasoil no está cubierta. Foto: Juan José García. La falta de combustible sigue preocupando, ocupando y hasta desocupando a los transportistas, productores y contratistas agropecuarios del interior del país, particularmente en esta época de cosecha de cultivos de verano cuando se produce un gran movimiento de camiones y máquinas por las rutas argentinas. “La situación del gas oil es crítica en las zonas de producción agropecuaria”, aseguró Martín […]

La entrada Siguen los problemas con el gasoil: las ventas con cupos y la escasez complica el transporte y la cosecha gruesa se publicó primero en RunRún energético.

Informacion, Información de Mercado, runrunenergetico.com

La estatal Enarsa avanza con licitaciones de insumos estratégicos para el gasoducto Néstor Kirchner

Enarsa recibió las propuestas técnico-económicas de las empresas que participaron de cuatro licitaciones para ofertas las válvulas, mantas termocontraíbles, electrodos e instrumental de medición para el gasoducto Néstor Kirchner. Quiénes están en carrera. La estatal Enarsa avanza con licitaciones de insumos estratégicos para el gasoducto Néstor Kirchner, que conectará Tratayén en Neuquén con la localidad de Salliqueló en Buenos Aires. Se trata de concursos que contemplaron la adquisición de distintas válvulas, mantas termocontraíbles, electrodos y tramos de medición y cromatógrafos a fin de evacuar de manera más eficiente y rápida el gas producido en Vaca Muerta hacia los distintos centros […]

La entrada La estatal Enarsa avanza con licitaciones de insumos estratégicos para el gasoducto Néstor Kirchner se publicó primero en RunRún energético.

Informacion, Información de Mercado, runrunenergetico.com

Fortescue vuelve a pedir una Ley de Hidrógeno

El CEO de la firma australiana, Andrew Forrest, se reunió con Matías Kulfas y Arabela Carreras en Barcelona Es algo que en el Gobierno siempre supieron: sin la ley no hay proyecto. Y no es cualquier iniciativa. Se trata de la mayor inversión anunciada bajo la administración de Alberto Fernández. Andrew Forrest, CEO de Fortescue –la firma que prometió invertir US$8400 millones en la Argentina– , se reunió ayer en Barcelona con el ministro de Desarrollo Productivo, Matías Kulfas, y con la gobernadora de Río Negro, Arabela Carreras. Según un comunicado de la empresa australiana, Forrest “remarcó la importancia de […]

La entrada Fortescue vuelve a pedir una Ley de Hidrógeno se publicó primero en RunRún energético.

Informacion, Información de Mercado, runrunenergetico.com

Evalúan nuevas y jugosas retenciones (encima del petróleo)

El proyecto entrará en producción en 2026 y exportará US$1.100 millones anuales, por lo que evalúan retenciones a estas exportaciones que superarán al petróleo. El megaproyecto Josemaría es de cobre y convertirá a la provincia de San Juan en la cuarta provincia exportadora de la Argentina. Comienza en septiembre la construcción pero ya evalúan establecer retenciones móviles para las exportaciones, que prometen que superarán a las del complejo de oil & gas del país. Esto es porque el proyecto, que entrará en producción a partir de 2026, exportará US $1.100 millones anuales durante 15 años, según Lundin, la minera a […]

La entrada Evalúan nuevas y jugosas retenciones (encima del petróleo) se publicó primero en RunRún energético.

Informacion, Información de Mercado, runrunenergetico.com

Bordet inauguró obras de gas y de saneamiento en el norte entrerriano

“Nuestra prioridad es cada ciudadano entrerriano, y mi compromiso es seguir recorriendo la provincia para recorrer lo realizado y proyectar nuevas obras”, dijo el gobernador Gustavo Bordet en Federal. El gobernador estuvo en Federal, donde inauguró obras de gas y saneamiento, y firmó el contrato para el nuevo edificio de la escuela secundaria. El mandatario, acompañado por la vicegobernadora Laura Stratta y el intendente de Federal, Gerardo Chapino, firmó este jueves en esa ciudad del norte entrerriano el contrato para dar inicio a la construcción del edificio de la escuela secundaria Nº 11, por más 212 millones de pesos, y […]

La entrada Bordet inauguró obras de gas y de saneamiento en el norte entrerriano se publicó primero en RunRún energético.

Informacion, Información de Mercado, runrunenergetico.com

Petrobras y Equinor evalúan la viabilidad ambiental del proyecto conjunto de energía eólica marina

Empresas estudian la instalación de un parque eólico marino en la Cuenca de Campos, en línea con la estrategia de Petrobras de reducir sus emisiones operacionales y desarrollar oportunidades en negocios menos intensivos en carbono   Petrobras y Equinor evalúan conjuntamente la viabilidad ambiental del proyecto de desarrollo de un parque eólico marino en Aracatu, en la Cuenca de Campos, a unos 20 km de la costa. El objetivo es generar electricidad a partir de vientos marinos. La evaluación conjunta es el resultado de una asociación firmada entre las dos empresas en 2018.   En línea con el Plan Estratégico […]

La entrada Petrobras y Equinor evalúan la viabilidad ambiental del proyecto conjunto de energía eólica marina se publicó primero en RunRún energético.

Informacion, Información de Mercado, runrunenergetico.com

Guyana recibió más de $ 16 mil millones de GY en regalías desde 2020

Esta cifra se traduce en un total de US$81.005.416,74 en materia de regalías. Según las estipulaciones de la Ley del Fondo de Recursos Naturales de 2021, la información fue presentada recientemente a la Asamblea Nacional despues de ser publicada en la Gaceta Oficial de Guyana y registrada por el banco central. El primer pago de regalías de Guyana se recibió el 28 de abril de 2020: aproximadamente GY $1,025,716,860 (US $4,919,505.30). El más reciente pago de regalías de GY$3.354.329.508 (US$16.087.959,27) se realizó el 27 de enero del 2022. El pais a su vez recibió unos GY$133.131.536.503 (US$638.250.551,76) en concepto de […]

La entrada Guyana recibió más de $ 16 mil millones de GY en regalías desde 2020 se publicó primero en RunRún energético.

ecojournal.com.ar, Informacion, Información de Mercado

“Es clave que el Gobierno fije un norte para que los empresarios podamos acompañar”

Como líder de una organización con más de 1.400 empleados, Ignacio García Torres, director general de Emergencias, una de las principales prestadoras de servicios de Salud de la Argentina y con fuerte presencia en la industria energética, sabe que debe lidiar con un escenario económico muy complejo, donde la inflación llegó a 6,7% en marzo y rozó los 6 puntos en abril. Sin embargo, confía en que lo peor ya pasó y que durante los próximos meses la inflación empezará a bajar, marcando el camino de un reordenamiento económico.“Es clave que el Gobierno fije un norte para que los empresarios podamos acompañar”, advierte el ejecutivo en diálogo con EconoJournal.

¿Cómo hacen para machear la preocupación sanitaria con la gestión financiera de la empresa?  

En términos sanitarios, después de dos años muy complejos nos encontramos mucho mejor parados y preparados para una eventual cuarta ola, con un alto porcentaje de la población vacunada. Estamos notando el repunte, sobre todo por la merma en los pedidos de ambulancias, traslados e hisopados. Se aprecia una mayor contención y eso genera tranquilidad. Desde el punto de vista económico, en tanto, es muy complejo a nivel macro. Hay que terminar de solucionar el problema de la inflación para que los empresarios podamos tener una idea clara de hacia dónde ir. Hoy la inflación hace muy difícil la gestión diaria. Es importante que en su debate de ideas el Gobierno termine dando tranquilidad y marque un norte para que podamos acompañar.

¿Cómo se preparan para asistir una mayor demanda de los operadores de Vaca Muerta en este contexto económico sin financiamiento?

Tenemos mucha presencia en Oil & Gas y también en minería. En San Juan, tanto desde el proyecto José María como desde YPF, los dos clientes más representativos que tenemos, nos confirman que en los próximos dos años duplicarán su producción y van a necesitar más equipamientos, trailers y ambulancias. Por eso queremos invertir, pero nos encontramos con un escenario macro muy complejo, e incluso muchas veces hay falta de insumos, lo cual no nos permite acompañar. Por ser una empresa de magnitud con presencia en todo el país podemos mover equipos de un lado a otro, pero llega un momento en que tenemos que renovarnos, para lo cual debemos anticiparnos y apostar. Esperamos que la economía termine de ordenarse. El país atraviesa un momento complejo pero creemos que lo peor ya pasó. Esperamos que durante los próximos meses la inflación empiece a bajar. Como sea, tratamos de acompañar siempre al cliente anticipándonos y apostando como empresarios.

¿Cómo vislumbra el escenario para el segundo semestre del año?

En el sector de la seguridad social el escenario será muy complejo, ya que los prestadores de salud no formamos precios, por lo que a partir de las paritarias debemos salir a recomponer nuestra estructura de precios, lo cual será difícil porque la suma da cero. Para la industria de hidrocarburos y minería estamos convencidos de que será un muy buen semestre y apostaremos mucho ahí. Particularmente en minería, debido al crecimiento de YPF y también para darle cobertura al proyecto de cobre, oro y plata José María, que luego de haber sido explorado ya está en explotación, ha recibido el certificado medioambiental y en breve acogerá una inversión gigante para empezar a construir. Se estima que en algún momento habrá unas 20.000 personas en campamento; toda una ciudad. Por eso estamos invirtiendo fuerte en recursos y en equipos. Queremos seguir creciendo en todo lo que son servicios de salud para la minería. Lo mismo en Vaca muerta, donde ya empezamos a movernos y decidimos apostar a pesar del contexto desfavorable. 

¿Cómo impactan las trabas a las importaciones?

La mayor complejidad que tenemos es conseguir ambulancias. Debido al contexto de inflación las terminales no las entregan porque no saben a cuánto las van a reponer. En electromedicina también es complejo a pesar de tener algunos beneficios en la importación por ser una empresa de salud. Pero lo más complicado sin dudas es la falta de recursos humanos, sobre todo de médicos y especialistas. Se trata de un problema de la industria en general muy difícil de resolver. Hay que generar nuevos profesionales de salud. Es muy difícil competir con empresas internacionales que les pagan en dólares a los desarrolladores que están en la Argentina trabajando desde su casa. Por eso uno lo que trata como empresario es vender el proyecto de cambiar la salud; de ir por otro camino, porque en términos salariales es imposible competir.

¿Cómo mantienen los costos acotados?

El Gobierno mantuvo el Programa de Recuperación de Sostenimiento Productivo (REPRO) y algunas exenciones impositivas que nos permitieron a las prestadoras de salud subsistir y poder pagar los salarios. Durante dos años los costos aumentaron y no pudimos aumentar las tarifas. Recién ahora en la última firma de las últimas paritarias logramos que la Superintendencia de Salud saque una reglamentación que permita dar aumentos de precio en forma automática a partir de lo que reciben los financiadores, lo cual generará un escenario de mayor sustentabilidad hacia adelante. El sector estuvo muy golpeado y lo sigue estando; por eso es importante trabajar para darle sustentabilidad.

¿Que se viene para Emergencias en materia de nuevos servicios y forma de trabajar?

En términos de servicios, si bien veníamos apostando mucho a la transformación digital y a la forma en que nos relacionamos con nuestros pacientes y clientes a través de plataformas e inteligencia artificial, la pandemia aceleró la idea de apostar e invertir en nuevas plataformas, tales como UMA y nuestra plataforma de bienestar y salud laboral. Creemos que la salud, que históricamente está muy regulada, tiene mucho por crecer en términos de tecnología; eso hará la diferencia a futuro, la forma en que nos relacionamos con el médico y con los pacientes. Por eso ya tenemos equipos de tecnología que están enfocados en desarrollar nuevas plataformas basadas en inteligencia artificial. En el caso de nuestra plataforma de bienestar, que ya esta implementada en los gobiernos Nacional, de la provincia de Buenos Aires y de CABA, hace que el ecosistema de todos los empleados sea mucho más digital. Así, mientras que antes para pedir una ausencia laboral había que llamar por teléfono y esperar al médico en el domicilio, hoy lo realiza una plataforma con inteligencia artificial. Esos son los modelos que hacen más eficiente el servicio y redundan en un ahorro económico para la empresa, ya que otorgan mucha más visibilidad de lo que va a pasar. La inteligencia artificial ayuda al médico a hacer diagnósticos y a estar más cerca del paciente para que no deba desplazarse. En nuestra plataforma UMA, además de la teleasistencia tradicional, donde se habla con un medico como si fuera una guardia, tenemos todo dividido por especialidad. También incluye lo que denominamos Autónomos, que le hace preguntas al paciente y en función de ello realiza un diagnostico clínico con un 80% de acertividad y de manera totalmente autónoma, sin ningún médico atrás, todo en base a inteligencia artificial Eso es lo que viene.

¿Qué aspectos le preocupan para llevar adelante la empresa de cara a 2023?

En términos macroeconómicos, la inflación es la principal preocupación. Y también nos preocupa cómo continuará el oficialismo en este debate de ideas. Esperamos que eso no impida un crecimiento, una sustentabilidad y un norte a seguir. Hay que ordenar esas variables para que el empresario argentino pueda invertir en el país, dar trabajo y contribuir al crecimiento.

La entrada “Es clave que el Gobierno fije un norte para que los empresarios podamos acompañar” se publicó primero en EconoJournal.

, [#item_author]

ecojournal.com.ar, Informacion, Información de Mercado

“Estamos transformando la forma de comercializar maquinarias”

El fuerte impulso que cobró el e-commerce en lo más álgido de la pandemia fue lo que llevó a los creadores de Maquinar a plasmar el negocio de la compra-venta de maquinarias a través de una plataforma cuyo objetivo es facilitar y profesionalizar las transacciones en el mercado de los bienes de capital usados. Hoy, a poco más de un año de su instrumentación, la empresa se ha convertido en el primer market place dentro del rubro a nivel nacional y está transformando la forma de comercializar maquinarias, según define su timonel.

“Nos especializamos en encontrar soluciones para las empresas, en especial de energía, Oil & Gas y minería, ya que no es su foco darle valor a sus equipos usados y venderlos. Por eso les sacamos fotos, hacemos videos y solicitamos toda la documentación de las unidades para subir a la plataforma y comercializarlas. En esta primera etapa estamos trabajando con 34 categorías de productos vinculados con el estibaje y movimiento de suelos y en altura. Ya tenemos 1.200 equipos con consignaciones virtuales y crecemos día tras día. El concepto inicial fue modelizar una plataforma digital para hacer mucho más simple escalar los negocios sin limitaciones de zonas, utilizando la mejor tecnología disponible y aprovechando nuestro know how en lo que son bienes de capital y su financiamiento”, explica Oscar Tantucci, director de Maquinar

Más visualización

A decir del ejecutivo, al contar con tantas consignaciones virtuales la plataforma es una base ideal para buscar equipos y tener una referencia de precios en función de su estado. Y a eso se suma la posibilidad de hacer reservas online y de ofertar. “Elevamos el mercado de los bienes de capital usados a una visualización mucho mayor por parte de todo el sector, incluyendo a empresas y distribuidores de distintas marcas y productos. En el caso de las empresas, nos dan la potestad de sus equipos usados estableciendo a qué precio quieren vender y con qué forma de pago, en tanto que nuestros asesores comerciales las mantienen informadas del avance de las consultas y los pasos a seguir. En general vendemos si tenemos el precio ajustado al mercado, por algún servicio diferencial que brindamos o por financiamiento, pero sobre todo por la confianza que genera nuestra capacidad de asesoramiento comercial; ese es nuestro principal valor agregado, que los asesores comerciales muestren y documenten las cuestiones que tengan que ver con el equipo en cuestión. Y para eso trabajamos mucho en la capacitación técnica. La idea, en definitiva, es darle valor al parque de máquinas de una empresa ya sea porque las renueva o las vende y de esa forma genera un flujo de caja para reinvertir en capital de trabajo sin desenfocarse de su actividad principal”, resume Tantucci.

Oportunidades y desafíos

Según la visión del director de Maquinar, las restricciones en la importación de algunos equipos determinan que las empresas visualicen la posibilidad de sumar unidades usadas en buen estado y utilicen su plataforma como mecanismo de evaluación para la compra. “Creemos que eso es una gran oportunidad. Hay mucho por hacer no solo en los rubros vinculados con la energía y la minería sino también con el agro y la construcción. En todos los casos, damos un valor agregado que le permite al cliente concentrarse en su negocio; que es lograr que el equipo esté funcionando la mayor cantidad de horas posible. Le aseguramos proveerle en forma rápida y sencilla lo que hay disponible en cualquier punto del país sea nuevo o usado, así como comercializar sus equipos usados. Hoy tenemos el desafío de consolidar nuestra estructura comercial. Para eso estamos empezando a abrir nuevas sucursales, que son playas de exhibición de equipos usados (ya tenemos una en Valeria del Mar y otra en San Juan), así como un playón de exhibición de equipos de consignaciones físicas en Buenos Aires, que se agrega a las 1.200 consignaciones virtuales”, concluye el directivo.

La entrada “Estamos transformando la forma de comercializar maquinarias” se publicó primero en EconoJournal.

, [#item_author]

energiaestrategica.com, Informacion, Información de Mercado

1GW en distribuida y más renovables: Así es el nuevo plan de cambio climático en Argentina

Argentina todavía está lejos de cumplir los objetivos de la Ley Nacional N° 27191, la cual establece que se debía lograr una contribución de las renovables del 16% al 2021, 18% al final del 2023 y, al menos, 20% al 2025, en el total del consumo de energía eléctrica. 

Y pese a que el gobierno dio algunas señales en el último tiempo, como la liberación de contratos truncados del Programa RenovAr y algunas modificaciones del Mercado a Término, no se detallan mecanismos concretos a futuro dentro de uno de los borradores del Plan Nacional de Mitigación del Cambio Climático (PNAyMCC) al que accedió Energía Estratégica

“La generación de electricidad contribuirá de manera significativa a trabajar por los objetivos generales globales para 2030, reduciendo sus emisiones de GEI”, señala el escrito elaborado por el Gabinete Nacional de Cambio Climático (GNCC).

Para lograrlo, más del 90 % del incremento de la potencia instalada entre 2022 y 2030 provendrá de fuentes energéticas bajas en emisiones, aumentando significativamente su generación con respecto al promedio de los últimos años, superando el 55% de participación en la generación eléctrica y desplazando las centrales térmicas menos eficientes y más contaminantes”, agrega.  

Sin embargo, el documento no menciona a las renovables en ese segmento ni precisa las herramientas, metodologías o estrategias que prevén impulsar desde el sector público para lograr esas metas. 

Cabe recordar que el PNAyMCC es un documento clave para realizar los medios acciones que permitan alcanzar las metas de adaptación y mitigación detalladas en la Segunda NDC, en las que Argentina se comprometió a no exceder la emisión neta de 349,16 millones de toneladas de dióxido de carbono equivalente (MtCO2e) en el 2030. 

Por otro lado, deja por sentado que se llegará a 1 GW de potencia instalada bajo el esquema de generación distribuida en distintos puntos de consumo residenciales, comerciales e industriales, tal como se propuso en el Plan Nacional de Energía y de Cambio Climático de 2017.

Aunque en este caso tampoco se especifica el modus operandi o los incentivos para su promoción, teniendo en cuenta que Argentina tan sólo supera el 1,2% (12 MW) instalado la capacidad planteada como objetivo bajo la Ley Nacional N° 27424, además que no todas las provincias adhirieron a dicha ley (algunas todavía no la reglamentaron). 

Mientras que el desarrollo de las cadenas de valor y la industria nacional, el gobierno puso la mirada en la industrialización de metales esenciales para la transición energética y los equipos de energías renovables, entre otros, pero nuevamente no se expresan objetivos ni las estrategias de trabajo. 

Hidrógeno

Si bien se aclara que se incorporaría una hoja de ruta para impulsar “un complejo productor y exportador de hidrógeno como nuevo vector energético”, sólo se nombra al gas (H2 azul) y a que “se considerará la necesidad de contar con nueva potencia renovable” (H2 verde) así como con infraestructura para su almacenamiento y transporte hacia los puntos de consumos finales”.

Pese a ello, los planes para el hidrógeno no fueron la excepción a la regla y el PNAyMCC no describe cómo se gestionará ni qué beneficios habrá en el futuro; aunque también es preciso rememorar que todavía no se aprobó la actualización a la ley de H2, presentada el año pasado, pero que varios actores del sector energético trabajan para darle un mayor empuje al tema. 

energiaestrategica.com, Informacion, Información de Mercado

Honduras discute nuevos precios en la renegociación de contratos con generadoras

¿Qué precios resuenan en las mesas de renegociación de contratos del gobierno con generadoras? 

Todo proyecto abajo de USD $0.10 kWh para ellos (el gobierno) es justo y no van a pasar por un proceso de renegociación. Pero todos aquellos contratos entre USD $0.14 kWh y USD $0.16 kWh sí se los convoca a renegociar. Entonces creemos que hay un margen entre USD $0.10 y USD $0.14 kWh como expectativa del gobierno.

Ahora bien, en renovables no hay un estándar. Hay algunos solares que están arriba de los USD $0.14 kWh, hidroeléctricas que ya están en unos USD $0.13 kWh en promedio que podrían mantenerse pero como existen otros de USD $0.6 kWh o USD $0.10 kWh se nubla el panorama para el gobierno aunque expliquemos que son costos vinculados a construcciones de años atrás con otras condiciones de país.

¿Alguno de los contratos ya tiene avances concretos en su renegociación?

Ya hay una empresa generadora térmica que está renegociando.

¿La aprobación de una nueva ley eléctrica en el medio de las mesas complicó el escenario? 

La nueva ley no era necesaria para llevar a cabo una renegociación. Desde nuestra perspectiva quedaron de más los artículos 4 y 5 porque ya los contratos contienen cláusulas de salida y renegociación de acuerdo mutuo. Entonces, vemos que la ley y su espíritu no es tanto la revisión o renegociación sino la mala fe de no respetar los contratos porque si no se lograsen acuerdos se habla de una adquisición por parte del estado previo a un «justiprecio», que lo vemos como un término más vinculado en todos los principios de la semántica española a una expropiación que a una real renegociación o revisión.

¿Qué destaca como positivo en diálogo con el gobierno?

Creo que finalmente nos están escuchando los principales actores tomadores de decisión.

Primero, se tomó un paso muy importante que fue la división por tecnologías renovables, para empezar a hablar en términos de cada tecnología y bajo diferentes factores de planta.

Segundo, un logro de la semana pasada fue que se empiece a evaluar proyecto por proyecto, porque hay diferentes contratos y diferentes términos por financiamiento.

Por lo menos, esto ha generado una comprensión de que se debe de evaluar caso por caso junto o de la mano de los bancos y los asesores financieros.

¿Qué plantea la AHER como salida? 

Ahora, estamos logrando que la propuesta venga desde la empresa para que exista una comprensión de la economía de escala y su nivel de endeudamiento, las diversas tasas de interés y períodos de prepago diversos que tiene cada cual.

¿El gobierno está apurado con lograr una definición? 

Sí, vimos bastante improvisación en el inicio de este mes. Entendemos que fue un mandato de los primeros 100 días de gobierno porque sucedió justo en ese tiempo: el domingo se cumplieron los 100 días y el lunes ya fuimos convocados a reuniones.

Lo mismo ocurrió con la nueva ley, circuló más en el aniversario de los 100 días que en el Congreso. Por lo que se la vio como una actividad bien política que es evidente que lo que buscan es una aceptación populista por el momento en el que ocurre.

¿Realmente bajar el precio de los contratos de generadores impactará en la tarifa del cliente final? 

No y ese es el principal argumento del gobierno. Hemos hecho evaluaciones en las que aunque bajemos todos tres centavos, eso no impacta en la tarifa. Lo que está impactando en la tarifa en este mercado es la distribución y la transmisión. Así que el impacto puntualmente con la renegociación de contratos va a ser mínimo, a no ser que hagan malabares.

El reto más grande es resolver las pérdidas técnicas y no técnicas del sistema porque han representado un déficit de USD$ 650 millones para la ENEE y se siguen acumulando. Así que, si no se ataca eso, es como seguir llenando un tanque de agua con con hoyos, ¿verdad?

energiaestrategica.com, Informacion, Información de Mercado

Guatemala: Silvia Alvarado prevé nuevas normativas para explotar energías renovables

En Guatemala, el Ministerio de Energía y Minas releva más de 50 empresas dentro de su registro de comercializadores alineado con el marco regulatorio vigente. Sin embargo, comercializadores activos hay alrededor de 28 habilitados para realizar transacciones en el mercado mayorista.

De aquellos será la voz Silvia Alvarado de Córdoba, recientemente electa para representar, durante el periodo 2022-2024, al gremio de comercializadores de Guatemala ante la Junta Directiva del Administrador del Mercado Mayorista (AMM), el Operador del Sistema y el Mercado Eléctrico Nacional.

“En verdad me siento ilusionada de volver a la mesa directiva del operador en mi país, pues es el corazón del sector en el cual me he desempeñado profesionalmente durante más de 30 años”, expresó Silvia Alvarado a Energía Estratégica.

La titular de Energy Intelligence Consulting (IE Consulting) que pasó por la directiva de la Comisión Nacional de Energía Eléctrica (CNEE), el Ministerio de Energía y Minas de Guatemala y la Agencia de los Estados Unidos para el Desarrollo Internacional (USAID), acumula más de 30 años de experiencia cubriendo un amplio rango de materias tanto regulatorias como de los mercados eléctricos de Centro América y el Caribe.

Su conocimiento de distintos escenarios en la región validan sus declaraciones al asegurar que el mercado eléctrico de Guatemala es un mercado maduro y consolidado que ha logrado superar con creces todas las expectativas que se tenían hace 25 años cuando se aprobó la reforma del sector.

Ahora bien, la experta también reflexionó ante este medio que es preciso ir haciendo ajustes normativos y perfeccionando las herramientas técnicas que permitan hacer frente de manera adecuada a las nuevas condiciones del mercado.

En tal sentido, valoró a la actividad de la comercialización como el elemento más importante para optimizar el uso de los recursos energéticos del país y mantener la competitividad de nuestro mercado y por eso destacó la relevancia de atender mejoras regulatorias.

“Hay algunas medidas pendientes de implementar que permitirían potenciar aún más el impacto de la comercialización en el mercado nacional, que actualmente es responsable de atender a un 30% de la demanda eléctrica del país. Esperamos poder trabajar de la mano con los agentes para avanzar la implementación de dichas acciones”, señaló Silvia Alvarado.

Entre aquellas medidas, Energía Estratégica consultó especialmente sobre retos y oportunidades vinculadas a las energías renovables. A lo que la referente de comercializadores contestó:

“Será importante avanzar en la propuesta normativa para la promoción de nuevas tecnologías como el almacenamiento de energía que permitan maximizar el uso de fuentes renovables en el país”.

Y agregó: “También lo será continuar con la visión de largo plazo explicitada a través de los planes de expansión y las licitaciones de largo plazo para nueva generación, en las cuales Guatemala afortunadamente y gracias al liderazgo de su sector eléctrico ha conseguido muy buen desempeño”.

Para profundizar en su lectura sobre el mercado y en las medidas que potenciarán el mercado eléctrico nacional, la referente de los comercializadores rememoró que el año pasado el AMM contrató una opinión experta con la misma firma consultora que desarrolló la Ley General de Electricidad para hacer una revisión macro de la normativa vigente a efecto de identificar los ajustes que se requiere introducir a la misma luego de los 25 años que tiene el mercado de haber iniciado.

Al respecto consideró: “Entendemos que dicha consultoría se encuentra en sus etapas finales y servirá de base durante el segundo semestre del presente año para ir proponiendo al regulador los ajustes normativos que permitan modernizar y optimizar la operación del mercado nacional”.

“También es importante mantener las condiciones regulatorias y normativas óptimas que nos permitan como mercado aprovechar la interconexión con México. Mantener una visión integral del mercado es importante para aprovechar al máximo las ventajas que nos dan las interconexiones internacionales”.

Y, respecto al mercado regional agregó: “El MER ha sido un ámbito muy importante para las actividades de los agentes guatemaltecos prácticamente desde el inicio de su operación y durante más de una década el país fue un exportador neto al MER”.

“Esa dinámica está cambiando como resultado de las adiciones de nueva generación en algunos de los mercados de la región, lo cual constituye otro tipo de oportunidad para abastecer la demanda nacional dependiendo de las condiciones prevalentes en cuanto a oferta y demanda”.

energiaestrategica.com, Informacion, Información de Mercado

PMGD y NetBilling: abril «negro» para la generación distribuida en Chile

Según el Coordinado Eléctrico Nacional, de enero a abril de este año se conectaron 44 MW en Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD): 41 MW solares fotovoltaicos y 3 MW térmicos.

El mes más bajo lo registró abril, con 5 MW, y el más alto enero, con 17 MW.

En relación interanual, el 2021 marcó un récord de 406 MW instalados. El 2022 apenas alcanza un 10% de esa cifra en lo que va del cuatrimestre.

Fuente: Coordinador Eléctrico Nacional

El reporte indica que, existen siete emprendimientos solares fotovoltaicos por 25,6 MW pronto a ingresar en funcionamiento, ya que cuentan con emisión de carta de entrada en operación.

Además, se registran 27 PMGD, por 137 MW, que iniciaron su puesta en servicio y que están en proceso de obtener su entrada en operación: 22 proyectos fotovoltaicos por 130,4 MW; dos hidroeléctricos, por 0,6 MW; dos de biogás, por 3 MW; y uno diésel, de 3 MW.

Autogeneración

Asimismo, en NetBilling, abril también experimentó una caída. De acuerdo al último informe (ver) elaborado por la Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC), durante el mes pasado se instalaron 234 proyectos de autogeneración por 1.697 kW.

La cifra está por debajo de las conexiones alcanzadas meses anteriores. A saber, durante el primer trimestre se instalaron 1.216, que suman 8.863 kW: en enero se conectaron 466 proyectos, luego en febrero 432 y en marzo 318.

El cuatrimestre cerró con 1.450 conexiones por 10.560 kW, un 30% de lo concretado durante todo el 2021.

Fuente: SEC

energiaestrategica.com, Informacion, Información de Mercado

Números «finos»: Baja el ritmo de crecimiento de la solar en Brasil

Brasil llevaba un ritmo creciente de más de 500 MW de capacidad fotovoltaica por mes en lo que iba del año, a tal punto que pasó de tener de 13 GW a 15 GW instalados en el primer trimestre del 2022, de los cuales poco más de 10 GW correspondían a generación distribuida y 4,97 GW a la centralizada.

Sin embargo, el último reporte de la Asociación Brasileña de la Energía Solar Fotovoltaica (ABSOLAR) indica que durante abril hubo un tímido avance en comparación con el resto del año, ya que sólo ingresaron en operación 309 MW, siendo uno de los valores más bajos del último tiempo. 

De esa potencia instalada en el mes pasado, 302 MW (97,7%) fue del segmento de GD (límite de hasta 5 MW por proyecto), que ya acumula 10329 MW. Mientras que el porcentaje restante corresponde a 7 MW de la generación centralizada, que suma 4981 MW. 

No obstante a ese leve avance, la fotovoltaica sigue ganando terreno en la matriz eléctrica de Brasil y con el 7,8% se posiciona como la quinta fuente de generación de mayor capacidad y está muy cerca de alcanzar a las bioenergías (8,3%).

Situación que sostiene al país como el mercado solar más grande de Latinoamérica e incluso los +300 MW representan más potencia de la que otros países de la región lograron instalar en los últimos meses o incluso años. 

Y a eso se debe agregar que la fuente solar ya trajo a Brasil más de R $78,5 mil millones en nuevas inversiones, R $21,7 mil millones en las arcas públicas y generó más de 450000 empleos desde 2012, según datos de ABSOLAR. 

Ranking de estados 

Cuatro entidades federativas del sur y sudeste de Brasil son las principales responsables del gran impulso a la generación distribuida – y a la energía fotovoltaica en general – del país. Y como no podía ser de otro modo, Minas Gerais continúa liderando el ranking. 

Es el estado con más potencia distribuida (1730,2 MW) y el que tiene las proyecciones más altas en proyectos “centralizados” gracias a 16093,7 MW otorgados, los cuales se dividen en 730,2 MW en operación, 1806,6 MW en construcción y 13557,7 MW todavía sin inicio de obra.

El podio de la GD lo completan Sao Paulo (1323,1 MW) y Río Grande do Sul (1170,1 MW); mientras que en el segmento de mayor escala, Bahía se ubica segundo con 6,865.6 MW otorgados (1354,7 MW ya instalados, 687,5 MW en construcción y 4823,3 MW a la espera de la obra), seguido por Piauí que posee 4275,3 MW (1162,9 MW operativos, 299,2 MW construyéndose y 2813,3 MW a la espera).

energiaestrategica.com, Informacion, Información de Mercado

Baja el precio de la Bolsa de Energía pero suben los del mercado bilateral en Colombia

Según lo reportado por XM, gestiona las transacciones comerciales y financieras entre todos los participantes del mercado, el precio de la energía negociada en contratos bilaterales durante el mes de abril para el mercado regulado (pequeños negocios y hogares) fue en promedio de 275.04 COP/kWh el cual registró un incremento del 14.27% con respecto al mismo mes de 2021 que fue de 240.70 COP/kWh.

Mientras que para la industria y el comercio (mercado no regulado o competitivo), fue de 252.77 COP/kWh, el cual registra un incremento del 21.72% con respecto al mismo mes de 2021 que fue de 207.66 COP/kWh.

Fuente: XM

Para abril de 2022 el índice MC fue de 281.9 COP/kWh. Este índice corresponde al precio promedio ponderado de los contratos para el cálculo de la tarifa de los usuarios finales. El incremento de 6.89 COP/kWh respecto al mismo mes del año anterior. y respecto a abril de 2021 incrementó un 17.13% (240.70 COP/kWh).

Adicionalmente, durante abril de 2022 se transaron 348.52 GWh en contratos bilaterales de largo plazo con Fuentes No Convencionales de Energía Renovable (FNCER), de los cuales 330.06 GWh provienen de contratos adjudicados a través de las subastas del Ministerio de Minas y Energía y 11.46 GWh provienen de convocatorias públicas.

Se resalta que, del total de la energía requerida para atender el mercado regulado, el 7.80% contratado proviene de recursos FNCER.

Bolsa de energía

En abril de 2022, el precio promedio ponderado de bolsa fue de 145.66 COP/kWh decreciendo 36.51% con respecto al precio promedio del mes anterior que fue de 229.40 COP/kWh y decreciendo 11.39% con respecto a abril de 2021 que fue de 164.38 COP/kWh.

El precio de bolsa está relacionado directamente con el tipo de fuente de generación. En abril, el 86.27% de la energía se generó con fuentes renovables principalmente hidráulica y el 13.73% de la energía restante con fuentes no renovables. Esta distribución en gran medida se debe al comportamiento del embalse agregado cuyo volumen pasó de 57.38% en marzo a un 63.97% en abril de 2022.

Por su parte, las compras en la bolsa de energía realizadas por los comercializadores para atender a sus usuarios en abril de 2022 correspondieron al 15.91% del total de la demanda de energía, presentando una disminución del 2.28% respecto al mismo mes de 2021. En relación con las transacciones del Mercado de Energía Mayorista, el valor de la energía que compran los comercializadores disminuyó un 11.60% pasando de 169 mil millones de pesos en abril de 2021 a 150 mil millones de pesos en el mismo mes de 2022.

Transacciones

Estas son las cifras más destacadas de las transacciones en el Mercado de Energía Mayorista durante abril de 2022:

En el Mercado de Energía Mayorista se transaron 2.55 billones de pesos, 29.68% más de lo negociado en el mismo mes de 2021 (1.96 billones de pesos). De esta suma, 322,855.28 millones de pesos correspondieron a compras en bolsa de energía, donde el rol de XM es liquidar y compensar estos dineros, además de administrar las garantías para el pago de los mismos.
En abril, en contratos de largo plazo se liquidaron 1.85 billones de pesos, valor superior en un 30.05% a lo transado en el mismo mes de 2021 (1.42 billones de pesos). Este valor es superior principalmente por el aumento en el precio promedio de contratos despachados.

Transacciones Internacionales de Electricidad (TIE)

Durante abril de 2022 el Sistema Interconectado Nacional (SIN) importó un total de 31.28 GWh presentando una disminución del 82.00% con respecto al mismo mes del año anterior que fue de 173.81 GWh. Asimismo, el valor de las transacciones por importación de energías fue de 3,551.14 millones de pesos, un 75.33% menos a lo transado el mismo mes del año anterior. Adicionalmente, se exportó 3.69 GWh, lo cual representó 331.48 millones de pesos.

energiaestrategica.com, Informacion, Información de Mercado

Nuevas tecnologías para nuevos mercados: Así es el plan de Longi en Latinoamérica

Para los fabricantes de insumos de los proyectos de renovables aún es un desafío sobreponerse al impacto de la pandemia. Asimismo deben adecuarse a los tiempos de los diferentes planes de transición energética que emprende cada uno de los países. 

En este sentido, Rodrigo Sotelo, Sales Manager Utility Mexico & CA de Longi, cuenta que la compañía proyecta instalar 112 MW en Brasil, 111 MW en México, 32 MW en Colombia y 240 MW en Chile. 

“Más allá de las dificultades, queremos apoyar proyectos en diferentes lugares, principalmente en Centroamérica que presenta complejidades muy grandes”, destaca.

Al respecto describió la situación actual de México y República Dominicana, particularmente. Dos países que tienen diferentes maneras de encarar la transición.

En el primero, el marco normativo y sus planes estratégicos apuestan a desarrollar la generación distribuida.

De manera que con soluciones que se adapten a las características tanto eléctricas como mecánicas del código de red, las características de instalación en superficies de canales industriales cumplan con un máximo de generación.

En cambio, en República Dominicana, se está invirtiendo no solamente en abrir otros tipos de generación sino en fortalecer su sistema de transmisión con tres líneas que van a ayudar a dar el despacho en ciertas zonas con el objetivo de atraer la inversión. 

“Para los países de Centroamérica la generación es una verdadera necesidad. La producción se está quedando corta y corren riesgos de apagones”, destaca Sotelo.

Es en este sentido que el ejecutivo pone en el foco del análisis el factor ambiental como el principal desafío en la región y como propuesta de valor. Longi garantiza el acompañamiento, la eficiencia y el respaldo de cada proyecto. 

Apuesta a la eficiencia en todos los sentidos

Desde el análisis de bancabilidad y financiamiento para mitigar riesgos con los fondos de inversión, pasando por la eficiencia por metro cuadrado, Longi busca aterrizar en potencias de salida de 550 MW con soluciones monofacial y bifaciales.

La estructura de encapsulación de vidrio del módulo bifacial tiene una mayor resistencia a la erosión ambiental por el vapor de agua, la niebla salina, etc. Los módulos monofaciales son más adecuados para la instalación de baldosas en regiones montañosas y aplicaciones distribuidas.

En temas de la construcción, pretenden una estandarización, integrando diferentes componentes, ya que el módulo evoluciona más rápido y se deben adaptar. 

Pensando en plazos de 30 y hasta 40 años, la compañía respalda proyectos asegurando la flexibilidad y transparencia en los costes. “Buscamos robustecer estas soluciones pero más adelante evolucionaremos al utilizar otro tipo de energías”. 

Innovación en paneles solares

El Hi-Mo 5 tiene una gran potencia y una alta eficiencia, lo que lo hace más rentable en la BOS. 

Este modelo puede aumentar la potencia de una sola cadena, y puede aumentar significativamente la relación CC/CA cuando se utilizan inversores, lo que puede diluir el coste de los equipos eléctricos y, por tanto, reducir el LCOE. 

Además puede reducir el coste logístico de los módulos gracias a su mayor aprovechamiento del espacio de los contenedores.

“Es una apuesta muy importante que hacemos en la segunda generación de Hi-Mo 5 con potencia de salida de 550, de 500 W en 56 celdas y 54 celdas potencia de salida de 410 W para mercados comerciales”, afirma Sotelo. 

Asimismo, concluye en que no solamente el objetivo es acompañar en la transición energética a sus clientes sino que sus procesos también enfrentan una evolución en este sentido. 

Por eso el 40 por ciento de la energía que consumen actualmente en la fábrica es renovable y hacia el final del 2050 proyectan que sea el 100 por ciento. 

Al igual que la fabricación de módulos se transformará al concepto de economía circular cumpliendo con los requisitos en cada uno de los mercados. 

energiaestrategica.com, Informacion, Información de Mercado

SPR adhiere con la ONU: para que el futuro sea sostenible debe basarse en energías renovables

El Secretario General de la ONU, António Guterres, alertó que el aumento del nivel del mar y de la temperatura de los océanos, y su acidificación, así como las concentraciones de gases de efecto invernadero, alcanzarán nuevos y alarmantes récords. En tal sentido, advirtió que el tiempo apremia y señaló que, al romperse el sistema energético mundial, el mundo se ha puesto al borde de la catástrofe climática.

No obstante, mencionó que para estabilizar el calentamiento global a 1,5 grados y evitar los peores efectos de la crisis climática, el mundo debe actuar en el curso de esta década. “La buena noticia es que tenemos el salvavidas al alcance de la mano. Para que el futuro sea sostenible, también deberá ser renovable”.

Tras señalar que la transformación de los sistemas energéticos es fácil de lograr, destacó que las tecnologías de energía renovable, como la eólica y la solar, están ampliamente disponibles y, recordó que, en la mayoría de los casos, son más baratas que el carbón y otros combustibles fósiles.

Al respecto, Brendan Oviedo, presidente de la Asociación Peruana de Energías Renovables -SPR-, recordó que en la última década el costo de la energía eólica se redujo en 56%, mientras que el costo de la energía solar y las baterías cayeron en un 85% y no requieren de subsidios, son competitivas con otras tecnologías. “Estas ventajas no las hemos aprovechado aún. Son necesarios cambios regulatorios para trasladar las eficiencias de esas tecnologías. Para ello se requiere decisión política, responsables institucionales para estructurar el proceso adecuadamente, debe ser un proceso totalmente inclusivo y horizontal para efectos de darle el valor y justificación que requiere porque al final el resultado será la aprobación de normas”.

Esta inacción para impulsar las modificaciones regulatorias demora realizar inversiones en el sector. Actualmente tenemos tres centrales eólicas con capacidad de 565 MW y una central solar en construcción que juntas representan US$ 759 millones, y podría haber más, dijo Oviedo tras precisar que de acuerdo al último plan de transmisión presentado por el COES hay 17 541 MW entre solar y eólica con estudios de pre operatividad en trámites o aprobados.

En ese sentido, destacó que el Secretario General de la ONU resalte el hecho que la inversión en energías renovables crea puestos de trabajo, el triple de los generados por las energías tradicionales.

Precisamente, para Guterres los “gobiernos deben crear marcos y reformar la burocracia para igualar las condiciones en favor de las energías renovables”. “Pido a los Gobiernos que aceleren y agilicen la aprobación de proyectos solares y eólicos, que modernicen las redes y que fijen objetivos ambiciosos de energía renovable alineados con el objetivo de 1,5 grados y que ofrezcan seguridad a inversores, promotores, consumidores y productores”. Las políticas de energía renovable son fundamentales para reducir el riesgo del mercado e impulsar la inversión en el sector.

“Cada minuto de cada día, el carbón, el petróleo y el gas reciben aproximadamente 11 millones de dólares en subsidios. Cada año, los Gobiernos de todo el mundo invierten alrededor de medio billón de dólares en bajar artificialmente el precio de los combustibles fósiles, más del triple de lo que reciben las energías renovables. “Hay que poner fin a este escándalo”, dijo António Guterres.

energiaestrategica.com, Informacion, Información de Mercado

El acuerdo con el sector pesquero será clave para el desarrollo de la eólica marina en España

Javier Monfort, country manager de BlueFloat Energy, destacó que el principal reto de la eólica marina es la concertación del territorio. Además advirtió que tanto los promotores, como los desarrolladores, tendrán que hacer “un esfuerzo” y consensuar con el sector pesquero».

En esta línea, comentó que los proyectos del primer concurso de la tecnología tienen que ser ejemplares, pidiendo porque tengan el mayor grado de cohesión que se pueda conseguir.

Por otra parte, Monfort apuntó al rol que debiera asumir la administración pública “estableciendo un marco normativo” para organizar la convivencia entre la industria pesquera y los proyectos eólicos marinos.

También indicó que tiene que haber un balance a la hora de mover al sector de la pesca o realizar pasillos para crear una coexistencia.

Cabe recordar que, durante el 2021, fue presentado el proyecto de parque eólico marino “Nordés”, que estaría ubicado en la costa de Ferrol, A Coruña, y tendrá 1,2 GW de potencia instalada.

En el mes de febrero de este año el sector pesquero de Galicia, Asturias y Cantabria, se unieron en una plataforma llamada “Manifiesto de Burela en defensa del sector pesquero del Cantábrico-Noroeste”.

Estos se manifestaron en contra de este megaproyecto, argumentando que “es inviable, ya que está afectando directa o indirectamente a 30 caladeros de pesca”.

Para poner paños fríos, la Directora General de Pesca, Acuicultura e Innovación Tecnológica de Galicia, Mercedes Rodríguez, destacó la necesidad de avanzar en el desarrollo de tecnologías renovables, pero también este debe ser compatible con la actividad pesquera y con la preservación del ecosistema.

La Xunta de Galicia, órgano colegiado del gobierno de la ciudad autónoma, tiene armada una hoja de ruta, apostando en convertirse en un polo de energías renovables y acelerar la transición energética.

En este sentido, Monfort remarcó que hay una gran parte de la industria que aún depende de los combustibles fósiles, y agregó que a todos esos sectores hay que ofrecerles soluciones verdes.

“Con lo cual hace falta capacidad importante renovable para dar coberturas a futura demanda, si queremos llegar a esos objetivos de emisiones cero”, explicó el directivo.

Asimismo, se refirió al rol que jugará la eólica marina en la transición energética: “Tiene un papel fundamental, porque nos va a permitir acceder a aguas profundas, que es donde se encuentra el recurso eólico de mayor densidad energética”.

“Es una energía predecible y con un perfil de generación que se adecua muy bien, podemos garantizar que el molino puede girar las 24 horas, los 365 al año, a una cierta capacidad. Eso es bueno para integrar renovables en los sistemas”, subrayó el country manager de BlueFloat Energy.

ecojournal.com.ar, Informacion, Información de Mercado

Bolsonaro recibió autorización para privatizar Eletrobras, la principal compañía de generación y transmisión eléctrica de Brasil

El Tribunal de Cuentas de la Unión aprobó este miércoles el plan de capitalización de Eletrobras, la principal compañía de generación y transmisión eléctrica de Brasil. El plan supone la emisión de nuevas acciones para reducir la participación accionaria estatal en la compañía, dando lugar a una privatización parcial. La expectativa del gobierno es concretar la capitalización en junio. Si lo consigue, el presidente Jair Bolsonaro lograría la privatización más significativa de su mandato y de cara a las elecciones presidenciales de este año. En la agenda del gobierno también figura el proyecto para la expansión del mercado libre eléctrico.

El plan de capitalización de Eletrobras impulsado por el gobierno y aprobado a mediados del año por el Congreso brasileño requería de la aprobación del Tribunal de Cuentas de la Unión (TCU), el órgano que fiscaliza las cuentas del Estado. Finalmente, el TCU aprobó ayer el plan por siete votos a favor y uno en contra. “Por 7 votos a 1, declaro vencedora la propuesta” de capitalización, dijo la jueza y presidenta del TCU, Ana Arraes.

Los ministros del tribunal evaluaron los parámetros del rango de valor para cotizar las acciones que serán ofrecidas al mercado. El aval del TCU es para los mercados el principal factor de riesgo para la capitalización de Eletrobras. El resultado de ayer allana el camino para la privatización. El objetivo del gobierno es liquidar el control de la empresa estatal para principios de julio.

Creada en 1962, Eletrobras es la empresa líder en generación eléctrica y transmisión de Brasil. Concentra el 29% de la capacidad de generación eléctrica y es dueña de unos 76.000 kilómetros de líneas de transmisión. Más del 90% de sus activos de generación son de bajas emisiones de gases de efecto invernadero, siendo principalmente centrales hidroeléctricas y en menor medida centrales nucleares.

Expectativa

Mediante la emisión de nuevas acciones el gobierno busca reducir la participación estatal en el capital de Eletrobrasdel 72% al 45%, según analistas de la propuesta oficial. La expectativa oficial es recaudar hasta 67.000 millones de reales, o unos US$ 13.500 millones al tipo de cambio vigente. El Tesoro se quedaría con 25.000 millones de reales y el resto sería destinado a programas públicos.

El gobierno intentará comenzar a vender las acciones de Eletrobras en el transcurso de las próximas tres semanas. El Ministerio de Economía busca completar la operación antes del 21 de junio para evitar realizar su oferta durante el verano en el hemisferio norte, un momento del año en el que suele haber menos liquidez para este tipo de operaciones.

Existe la posibilidad de que el proceso de capitalización quede trunco por demandas judiciales que deriven en alguna medida cautelar. No obstante, hasta el momento no prosperó ninguna de las objeciones a esta operación presentadas ante el Supremo Tribunal Federal de Brasil. En el gobierno entienden que el aval del TCU allana definitivamente el camino para la capitalización.

También busca concretar la misma lo antes posible de las elecciones presidenciales de octubre. Bolsonaro metió de lleno su política de privatizaciones en la campaña electoral brasileña para rivalizar con Luiz Inácio Lula da Silva, su principal competidor. Hace unos días el presidente designó a un nuevo ministro de Minas y Energía para comenzar los estudios de privatización de Petrobras, la petrolera de bandera.

Lula criticó el intentó de privatizar la compañía. “Sin una Eletrobras pública, Brasil pierde buena parte de su soberanía y seguridad energética”, dijo el ex presidente ayer en redes sociales. “Las facturas de electricidad serán aún más caras, pero los que no saben gobernar tratan de vender empresas estratégicas, más aún apresurándose a vender en liquidación”, agregó.

Voto en contra

El único voto en contra del plan de capitalización en el Tribunal de Cuentas fue el del juez Vital do

Rêgo, que considera que el gobierno subestima el valor de la empresa.

El juez dijo haber detectado irregularidades que podrían representar pérdidas por hasta 46 mil millones de reales para el Estado si avanza con la operación. La principal irregularidad fue detectada en Eletronuclear, la empresa subsidiaria de Eletrobras dueña y operadora de las centrales nucleares brasileñas.

El eje del cuestionamiento son los dividendos adeudados por Eletronuclear y cómo esto repercutiría sobre el control final de las centrales nucleares. Según el juez existen inexactitudes en los estados financieros de las empresas, con cerca de 2,7 mil millones de reales en dividendos no pagados por Eletronuclear a Eletrobras desde 2010. Esto generaría pérdidas al Estado si el gobierno avanza con la privatización de Eletrobras.

También supone un conflicto legal por la propiedad de las centrales nucleares, que por ley deben estar bajo control público. En septiembre el gobierno creó ENBpar, una empresa estatal a la que transferirá las centrales nucleares y la parte brasileña de Itaipú, la represa binacional con Paraguay. “En otras palabras, la empresa dejó de pagar dividendos. De acuerdo con la ley, estos dividendos se convertirán en acciones. En ese ámbito, los dividendos devengados y adeudados por Eletronuclear anulan la asunción del control accionario de ENBPar sobre Eletronuclear, resultante de la reestructuración societaria”, marcó do Rêgo en su fallo.

La consecuencia sería que una Eletrobras bajo control mayoritariamente privado pasaría a tener un control accionario predominante sobre ENBPar, lo que supone un conflicto legal con la ley 14.182 que establece que Eletronuclear debe seguir siendo controlada por el poder público. Según el ministro, esto favorecería el acceso del sector privado a informaciones tecnológicas relacionadas con las actividades nucleares.

Además habló sobre irregularidades en la valoración de Itaipú, con supuestos que habrían llevado a una importante subvaloración de la participación de Brasil en la empresa binacional. El juez argumentó que la valoración tiene que estar basada en el flujo operativo de la planta, lo que no se habría hecho, y que ese cálculo tiene un impacto directo en el precio de la acción durante el proceso de capitalización.

Mercado libre

La privatización de Eletrobras esta en sintonía con la intención del gobierno de aprobar el proyecto de ley de modernización del mercado eléctrico brasileño, que se espera que sea tratado por la Cámara de Diputados en los próximos días.

El proyecto de Ley 414/2021 prevé la apertura del mercado libre de energía a todos los consumidores del país en un plazo de 42 meses a partir de su sanción. En Brasil existen el mercado libre y el mercado regulado de energía. Al primero solo tienen acceso hoy los grandes consumidores de energía, que son típicamente las industrias y los grandes comercios. En el mercado libre generadores y consumidores negocian libremente los precios de la electricidad. Esta opción no existe en el mercado regulado, en donde las distribuidoras son las que contratan la energía que entregan luego a los consumidores.

La Cámara de Comercialización de la Energía Eléctrica de Brasil asegurá que el mercado libre cuenta actualmente con 27.586 unidades consumidoras. Según la Agencia Nacional de Energía Eléctrica (Aneel) existen 88,7 millones de unidades consumidoras en el mercado regulado.

Abraceel, la asociación brasileña de comercializadores de energía), señala que los precios de la energía en el mercado libre son hasta un 58% inferiores a los del mercado regulado. En promedio, la tarifa de energía en el mercado regulado es de R$ 430/MWh, mientras que el promedio en el mercado libre es de R$ 182/MWh.

El presidente de Abraceel, Rodrigo Ferreira, afirmó que existen “tres grandes eventos que liberarán energía para el libre mercado”: el desacoplamiento de las usinas de Eletrobras, la expiración en 2023 del acuerdo financiero entre Brasil y Paraguay sobre la energía generada por Itaipú, y la descontractualización de un volumen considerable de centrales térmicas. “Estos 3 elementos descontracturarán el 31% de la cartera de las distribuidoras”, dijo Ferreira.

La entrada Bolsonaro recibió autorización para privatizar Eletrobras, la principal compañía de generación y transmisión eléctrica de Brasil se publicó primero en EconoJournal.

, [#item_author]

energiaynegocios.com.ar, Informacion, Información de Mercado

YPF promueve en EE.UU. inversiones para energía en Argentina

En el marco de los festejos por el centenario de YPF, se realizó una reunión en la embajada de Argentina en los Estados Unidos para analizar las perspectivas de inversión en petróleo y gas que se abren en el país.

Del encuentro participaron el embajador argentino en Estados Unidos, Jorge Argüello, el presidente de YPF, Pablo González, y el CEO de la compañía, Sergio Affronti. Entre los oyentes estuvieron presentes representantes del gobierno de los Estados Unidos, del Council of Americas y de las empresas Chevron, Exxon, la italiana ENI, DOW Chemical, Baker y Nabors, además de analistas de mercado e inversores.

Previo a esta presentación, Pablo González y los representantes de YPF abordaron una agenda de trabajo con el vicepresidente del Council of the Americas, Eric Farnsworth; y diputados de distintos partidos políticos. También, se reunieron con Harry Kamian, subsecretario de la Oficina Nacional de Recursos Energéticos.

YPF presentó las perspectivas de inversión que se abren en el país a partir de los resultados que obtuvo la compañía especialmente en Vaca Muerta. La producción de crudo no convencional mostró un crecimiento del 52 % mientras que la producción de gas no convencional aumentó 140 % cuando se compara el primer trimestre del año con el mismo período del año anterior.

También, se abordó la agenda de la transición energética y los planes de YPF para impulsar la reducción de emisiones logrando eficiencias en la producción de hidrocarburos e impulsando la producción de renovables a través de YPF Luz e Y-TEC.

ecojournal.com.ar, Informacion, Información de Mercado

RenovAr: ya se liberaron 600 MW por rescisión de contratos PPA

La Secretaría de Energía contabiliza hasta el momento 604,7 MW de potencia asignada para proyectos de energía renovable que no se construyeron y que liberaron prioridad de despacho retenida. Se trata de 27 proyectos adjudicados del programa RenovAr, la iniciativa para fomentar las energías renovables impulsada por el gobierno de Mauricio Macri. Pero, según información publicada por la Subsecretaría de Energía Eléctrica, a cargo de Federico Basualdo, a la que accedió EconoJournal, en el corto plazo podrían sumarse otras rescisiones de contratos que llevaría a una liberación de más de 1.091,3 MW.

El proceso para liberar potencia renovable asignada a proyectos adjudicados en el programa Renovar comenzó en diciembre del año pasado cuando el gobierno publicó la Resolución 1260/21. La intención del Ejecutivo es purgar el universo de proyectos renovables que no se construyeron, principalmente por la crisis económica desatada en 2018 que, entre otras cosas, complicó la obtención de financiamiento por parte del sector. Según la cartera energética, la liberación de la prioridad de despacho podría traer nuevas inversiones en generación renovable, que estaban bloqueadas porque no hay capacidad de transporte en las redes.

Plazos vencidos

En total, 46 proyectos que suman 1.091,3 MW dieron algún tipo de respuesta hasta ahora ante la Resolución 1260, según la Subsecretaría de Energía Eléctrica. De este grupo, optaron por la rescisión contractual 27 proyectos y liberarán potencia retenida en el corto plazo. Eligieron la reconducción contractual 6 proyectos (99,1 MW), que significa una prórroga bajo las condiciones de Resolución 1260 (achicar el contrato y acotar la potencia de generación). Y hay un lote de 12 proyectos (288,2 MW) que están en un proceso de rescisión por incumplimiento contractual y se prevé que liberen potencia en el mediano plazo. Son proyectos que presentaron alguna objeción a la propuesta de salida que plantea la resolución del gobierno. Además, hay un proyecto de 100 MW en rescisión de común acuerdo.

Pero también hay empresas adjudicadas que todavía no respondieron a la resolución o presentaron objeciones y amparos judiciales. En los hechos, serían casi 100 desarrollos del programa RenovAr que no se construyeron (alrededor de 1.600 MW de potencia) sobre un total de 187 proyectos adjudicados en las cuatro rondas de licitación, que en total sumaron 5.044,6 MW de potencia. La prioridad de despacho en las redes de transporte de energía que tienen reservados los proyectos adjudicados del programa RenovAr impide que se sumen otros desarrollos de generación renovable.

Provincias

El programa RenovAr tuvo cuatro rondas de licitación (1, 1.5, 2 y 3) entre el 2016 y julio de 2019, cuando se realizaron las últimas adjudicaciones. Implicó la firma de contratos PPA, (Power Purchase Agreement, por sus siglas en inglés), en dólares y a 20 años con Cammesa, la compañía que administra el mercado eléctrico mayorista.

En 21 provincias se otorgaron 187 proyectos de generación de energía renovable, principalmente de gran escala para parques eólicos y solares. Los desarrollos que no fueron construidos suman casi 100 y se encuentran en las provincias de Buenos Aires, Santa Fe, Mendoza, Córdoba, Tucumán, Corrientes, Santiago del Estero, San Juan, Salta, La Rioja y Formosa.

La entrada RenovAr: ya se liberaron 600 MW por rescisión de contratos PPA se publicó primero en EconoJournal.

, [#item_author]

energiaynegocios.com.ar, Informacion, Información de Mercado

Licitan las obras de abasto de electricidad en la Comarca Andina (Chubut-Río Negro)

El secretario de Energía Darío Martínez, y el subsecretario de Energía Eléctrica Federico Basualdo, participaron en la ciudad de Rawson, junto al gobernador de Chubut Mariano Arcioni, de la Apertura de sobres de la licitación para ampliar el abastecimiento eléctrico a las seis localidades de la Comarca Andina del paralelo 42.

El objetivo de estas obras, con una inversión estimada de más de 590 millones de pesos, es ayudar en la recuperación de la zona luego de los incendios que la afectaron en marzo 2021, así como contribuir a mejorar la seguridad en el transporte de energía eléctrica para prevenir futuros siniestros. Los trabajos consisten en una Línea de Media Tensión (LMT) en 33kV desde la ET El Coihue a la nueva ET Epuyén, la ampliación Estación Transformadora El Coihue (1 campo nuevo en 132kV, reemplazo de celdas de 33kV y readecuación de las instalaciones existentes), y en la adquisición de los materiales necesarios para la ejecución de las Líneas Subterráneas.

La región conocida como la Comarca Andina del Paralelo 42 se ubica en la Patagonia andina, entre las provincias de Río Negro y de Chubut a ambos lados del límite interprovincial. Esta zona tiene una importante actividad turística y las obras son una demanda histórica de sus más de 35.000 habitantes.

Del evento participaron, además, el vicegobernador de Río Negro, Alejandro Palmieri,
el diputado nacional por Chubut, Santiago Igón, el Gerente General de Cammesa,
Sebastián Bonetto, y los intendentes chubutenses de Lago Puelo, Augusto Sánchez; El Hoyo, Pol Huisman; Epuyén, Antonio Reato; Cholila, Silvio Bourdargham; y El Maitén, Oscar Currilen. Por la provincia de Río Negro participó el intendente de El Bolsón, Bruno Pogliano.

Durante el acto, el secretario de Energía Darío Martínez destacó que “estamos cumpliendo con el mandato de reconstruir un país más federal, que crece y necesita más energía de calidad para todos y todas, vivan donde vivan”.

Basualdo, en tanto, subrayó que “estar hoy acá es posible gracias a un trabajo coordinado entre las localidades de El Maitén, Lago Puelo, El Hoyo, Epuyén , El Bolsón, el gobernador de Chubut Mariano Arcioni, la gobernadora de Río Negro Arabela Carreras y el Gobierno Nacional.

Martínez destacó además “el gran trabajo del diputado Santiago Igon, y refirió que “luego de las reuniones que mantuvimos con los gobernadores y los intendentes podemos estar en esta apertura de sobres y podemos decir que en un año y medio la obra va a estar finalizada y permitirá evitar incendios y dejar de quemar combustible”.

Basualdo destacó que “esta es una obra emblemática que acompaña el desarrollo de la región y el cuidado del medio ambiente, y que contribuye a evitar las complicaciones que trae el tendido eléctrico en la Comarca Andina en relación a las altas temperaturas y los destrozos económicos y sociales causados por incendios como los que vimos el verano pasado”.

Por su parte, el gobernador de Chubut, Mariano Arcioni, manifestó que “esta es una de las obras que le reclamamos muchas veces al gobierno anterior, pero nos decían que no era prioridad. Una obra que va a potenciar la producción y el turismo”.

Alejandro Palmieri, vicegobernador de Río Negro, sostuvo que “esta obra va a brindar enormes beneficios y soluciones esperadas durante décadas a más de cinco localidades de la Comarca Andina y a El Bolsón, que es la más austral de nuestra Provincia”, y remarcó “el aporte de la Secretaría de Energía de la Nación para que esta obra se lleve adelante”.

“Vamos a brindar una solución histórica a la región, y va a significar la posibilidad de crecimiento que hoy está restringida por el suministro eléctrico”, agregó.

ecojournal.com.ar, Informacion, Información de Mercado

Nucleoeléctrica Argentina defendió la importancia del proyecto Atucha III

La energía nuclear otorga «previsibilidad» al sistema eléctrico nacional no sólo desde el aspecto de generación eléctrica por su alto factor de carga, sino también desde el punto de vista de costos de producción, ya que las variaciones internacionales del precio del uranio, con el cual se fabrica el combustible nuclear, tienen un impacto casi marginal, afirmó Alejandro Estevez, director de Nucleoeléctrica Argentina.

Estevez recordó que, luego de varios meses de negociaciones con la contraparte china, el 1° de febrero de este año se firmó el contrato técnico-comercial para la cuarta central nuclear y explicó que actualmente se trabaja en el acuerdo por el financiamiento: «Se están dando los pasos que corresponden para poder avanzar con este proyecto que es central para el futuro de nuestro país en el marco de la transición energética», aseguró.

Julián Gadano había señalado: «Negociamos mucho con China, viajé 11 veces en cuatro años, y lo único que tengo para decir es que (…) no llegamos a un acuerdo y esta administración lo único que hizo fue firmar el proyecto que nosotros habíamos negociado y nos parecía que le faltaba».

En respuesta, Estevez afirmó: «Habría que preguntarle a Gadano qué hizo las 11 veces que dice que fue a China porque durante su gestión el proyecto Atucha III estuvo completamente paralizado. Por los resultados pareciera que fue solamente por turismo nuclear. Las declaraciones respecto al financiamiento son un fiel reflejo de la política de abandono al sector nuclear que llevó adelante el exfuncionario”.

El directivo de Nucleoeléctrica Argentina agregó: «la energía nuclear es fuente de beneficios extraordinarios en el marco de una planificación energética de mediano y largo plazo, por eso países como Francia, China, Emiratos Árabes Unidos y la India siguen invirtiendo en dicha tecnología con planes de expansión muy ambiciosos».

Asimismo, en relación a las declaraciones, en las cuales Gadano consideró «bizarro» que las autoridades nucleares hayan firmado un contrato comercial por el cual se comprometen a construir una central nuclear de origen chino y no tienen el contrato financiero, Estevez expresó: «¿Cómo pretendía llegar a un acuerdo financiero sin saber lo que se iba a financiar? Por los resultados, claro está, que era una estrategia para dilatar las negociaciones y no hacer nada, una falta de respeto total a la contraparte China».

La inversión total del proyecto Atucha III es de US$ 8.300 millones equivalentes y no de 14.000 millones, corrigió Estevez, al tiempo que aclaró: “ese valor correspondía a la financiación de dos centrales nucleares: la central tipo Candu -de uranio natural y agua pesada- y el reactor Hualong One -de uranio enriquecido y agua liviana-, que fue desmantelado por la gestión del macrismo».

«Es un grave error pensar en términos de corto plazo, ya que la energía más cara es la que no se tiene cuando se la necesita, prueba de ello es la crisis energética desatada por el conflicto bélico en Europa a inicios de este año, por el cual los precios de la energía eléctrica alcanzaron valores superiores a los 500 euros por MWh en algunos países de fuerte dependencia de importación de energía», concluyó.

Atucha III

El 1° de febrero de 2022, Nucleoeléctrica Argentina firmó con la Corporación Nuclear Nacional China (CNNC) el contrato para la construcción de Atucha III, una nueva central nuclear con un reactor de 1200 MWe y una vida útil inicial de 60 años que se instalará en el Complejo Nuclear Atucha, en la localidad de Lima, provincia de Buenos Aires.

El proyecto supone una inversión de USD 8.300 millones y permitirá incrementar en más de un 60% la generación eléctrica de origen nuclear.

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

Las obras de construcción requerirán la creación de más de 7000 empleos durante el pico de obra, 700 empleos fijos para su operación y una integración aproximada del 40% con los proveedores nacionales.

La entrada Nucleoeléctrica Argentina defendió la importancia del proyecto Atucha III se publicó primero en EconoJournal.

, [#item_author]

energiaynegocios.com.ar, Informacion, Información de Mercado

Drilling Down: Riesgos cibernéticos y geopolíticos de la industria del petróleo y gas para 2022

Drilling Down es la nueva publicación de KPMG para la industria del petróleo y el gas. Reúne artículos estratégicos de expertos que son referencia para el sector.

“En mis casi 30 años de observar los mercados petroleros, no puedo pensar en un momento en el que geopolíticamente haya existido tanta incertidumbre sobre los puntos altos y bajos en términos de precios, oferta y demanda”, afirma Raad Alkadiri, director General, Energía, Clima y Recursos, Eurasia Group en el primer artículo de la revista Drilling Down, la nueva publicación de KPMG para la industria del petróleo y el gas.

Las tensiones geopolíticas mundiales actuales, combinadas con una creciente incertidumbre en las cadenas de suministro, han dado lugar a un aumento en los precios de los hidrocarburos. Y si bien ello ha supuesto un respiro financiero temporal para el sector, también ha promovido nuevos desafíos y un incremento del escrutinio externo.

Para Manuel Fernandes, socio líder de Energía y Recursos Naturales de KPMG en América Latina, KPMG cree que es tiempo de colaborar para que la industria fortalezca sus defensas y diseñe los controles adecuados para hacer frente a los riesgos que van desde la geopolítica hasta la cibernética y la gestión de talentos. “La nueva revista Drilling Down tiene esta misión. Reúne artículos estratégicos de expertos en la industria que son referencia para el sector”, afirma.

En esta primera edición, el foco está puesto en los riesgos cibernéticos y geopolíticos y en como mitigarlos:
• Acelerando la seguridad OT para una rápida reducción de riesgos. Protegiendo el entorno de tecnología operativa a medida que se incrementa su digitalización y conexión (en castellano).
• Llevando el análisis de los peligros en los procesos cibernéticos a la era digital. Ampliando el análisis de las amenazas de procesos para cubrir los riesgos cibernéticos (en castellano).
• Principales riesgos a los que se enfrenta la industria del petróleo y el gas en 2022, y qué se puede hacer al respecto: siete claves para preparar su empresa para lo inesperado. (en inglés).

“Es imposible predecir el futuro. Quién podría haber imaginado la pandemia de Covid-19 y una guerra de estas dimensiones en Ucrania. Sabemos que gran parte de lo que puede suceder está fuera del control de la industria del petróleo y el gas. Sin embargo, la nueva revista brinda información y un análisis pormenorizado para que su organización esté mejor posicionada y preparada, independientemente de lo que ocurra en 2022”, comentó Manuel Fernandes.

Por su parte, Diego Calvetti, Socio líder de Energía y Recursos Naturales KPMG Argentina
afirma que “en una industria cada vez más tecnificada donde el avance tecnológico genera una importante ventana de oportunidades, las empresas no deben perder de vistas los riesgos asociados y estar preparados para responder garantizando la continuidad de las operaciones. Drilling Down nos da la oportunidad de generar un ámbito colaborativo que permita el fortalecimiento de la industria y nos mantenga atentos a los riesgos y tendencias en este contexto de cambios e incertidumbre”.

Por último, Walter Risi Walter Risi, Socio de Consulting en KPMG de Argentina y Líder Global de Ciberseguridad en IIOT en KPMG Global, cree que “las empresas del sector deben asumir que en algún momento puede ser su turno de ser víctima de un ciberataque, tal como les está sucediendo a empresas clave de diferentes sectores en la Argentina. Incluso empresas muy preparadas pueden ser víctimas de un incidente avanzado. En este contexto, es clave continuar los aspectos preventivos, pero también asegurarnos una capacidad de respuesta y remediación ágil, como mencionamos en el artículo”, señaló.

ecojournal.com.ar, Informacion, Información de Mercado

Gasoducto Néstor Kirchner: el Central liberará este jueves los dólares para el primer anticipo correspondiente a la adquisición de las cañerías

Enarsa adjudicó el 3 de mayo a la empresa SIAT, perteneciente al Grupo Techint, la licitación para el abastecimiento de las cañerías del gasoducto Néstor Kirchner. La compañía estatal debería haber girado entonces un primer anticipo para la obra, pero fue la propia Techint la que solicitó frenar la transferencia de los pesos porque aseguró que no tiene aún la autorización del Banco Central para comprar los dólares que debe enviar a Brasil. El pedido generó múltiples especulaciones sobre si están disponibles esos dólares. EconoJournal consultó a la autoridad monetaria donde aseguraron que en la reunión de Directorio de este jueves se habilitará el acceso a las divisas.

La construcción del gasoducto Néstor Kirchner es una prioridad del gobierno. Se supone que la primera etapa de la obra debe estar lista antes del inicio del próximo invierno. Por lo tanto, cualquier inconveniente motiva acusaciones cruzadas ya que nadie quiere ser identificado como el responsable de la más mínima demora.

La explicación de Enarsa

Luego de que el directorio de Enarsa formalizó la adjudicación de la licitación de los caños a Techint, se esperaba que se concretara la transferencia de un primer anticipo de casi 7000 millones de pesos y 211,3 millones de dólares. Como pasaron los días y ese giro no se concretaba, las miradas comenzaron a posarse sobre Enarsa, donde rápidamente buscaron deslindar responsabilidades al afirmar ante EconoJournal que ellos ya tienen los pesos, pero que fue Techint la que pidió que no se los giren porque no tiene asegurado el acceso al mercado oficial de cambios.

La carta de Techint

Cuando la repercusión por la demora comenzó a crecer, Techint dejó por escrito el pedido de que no le transfieran los fondos en una carta dirigida a Enarsa y a la Secretaría de Energía, fechada el 17 de mayo, donde afirma que llevaron adelante “diligentes gestiones tendientes a viabilizar el acceso al MULC (Mercado Único y Libre de Cambios) a fin de obtener las divisas necesarias (…) no habiendo obtenido hasta el presente respuestas concretas”.

En esas condiciones, la empresa comandada por Paolo Rocca rechazó el cobro del anticipo ya que no quiere quedarse con los pesos en la mano sin poder comprar los dólares en una economía donde la moneda nacional se devalúa todos los días.

“Proponemos, con el objetivo de poder llevar adelante el proyecto dentro de los plazos requeridos, que, previo a la firma del contrato de provisión de cañería, SIAT S.A., continúe con las gestiones mencionadas en el párrafo anterior y, una vez obtenida la autorización para el acceso al MULC, SIAT e IEASA procedan con el perfeccionamiento del contrato y la transferencia inmediata por parte de IEASA del pago del correspondiente anticipo financiero”, concluye la carta.

El escrito está dirigido a IEASA, aunque, como ya informó EconoJournal, el pasado 6 de mayo la compañía fue renombrada nuevamente como Enarsa en una asamblea extraordinaria de accionistas. De ese modo, se dejó atrás la denominación que le había puesto a la compañía el gobierno de Mauricio Macri.

Fragmento de la nota que Siat S.A. (Techint) le mandó a Enarsa y a la Secretaría de Energía.

La respuesta del Banco Central

“No hay ninguna traba”, respondieron desde el Banco Central cuando EconoJournal consultó sobre por qué Techint no tuvo acceso a los dólares. “Lo que pasa es que por el incremento que van a tener en sus importaciones deberían financiar el excedente, pero ellos dijeron que como las compras son para una obra del Estado no lo van a financiar. Entonces se les va a dar el acceso al mercado, pero eso lo tiene que autorizar el Directorio en la reunión de este jueves porque el pedido de acceso al mercado de cambios no cumple con la regulación que establece el Banco Central. Es un procedimiento de rutina que se sigue en algunos casos que escapan a la generalidad de la norma”, aseguró la misma fuente.

La regulación a la que se hace referencia es la Comunicación “A” 7466 a través de la cual el Banco Central se incorporó al Sistema Integral de Monitoreo de Importaciones (SIMI), que evalúa cada operación importadora, asignando a cada pedido para acceder a los dólares destinados a pagar importaciones la categoría A o B.

El Central habilita el acceso al mercado de cambios a un importador para las SIMI categoría A por el equivalente al menor de dos montos: el valor FOB de sus importaciones de 2021 más un 5% o el valor FOB de sus importaciones de 2020 más un 70%.

Si se superan esos montos, se le asigna la categoría B y el excedente debe ser financiado como mínimo a un plazo de 180 días corridos a contar desde el registro del ingreso aduanero de los bienes a la Argentina.

“En este caso se va a exceptuar a la empresa de esa obligación porque quien está llevando adelante la obra es Enarsa. En los hechos, a quien se exceptúa es a Enarsa, no a Techint”, aclararon desde la autoridad monetaria.  

La entrada Gasoducto Néstor Kirchner: el Central liberará este jueves los dólares para el primer anticipo correspondiente a la adquisición de las cañerías se publicó primero en EconoJournal.

, [#item_author]

ecojournal.com.ar, Informacion, Información de Mercado

MSU Energy llegó a un acuerdo con BlackRock, Gramercy y Manzano y se quedó con las centrales eléctricas de Araucaria

La primera licitación que lanzó el gobierno de Mauricio Macri en 2016 para promover la ampliación del parque de generación eléctrica mediante la instalación de pequeñas centrales térmicas permitió que dos nuevos jugadores se sumaran al mercado de energía: fueron Araucaria Energy y MSU Energy, que ganaron varios proyectos en la provincia de Buenos Aires. Seis años más tarde, la trayectoria de ambas empresas es totalmente opuesta, aunque se convergen en un punto.

El primero no logró hacer pie, enfrentó severos problemas de gestión que derivaron en la incapacidad de conseguir la licencia social para operar algunos de sus proyectos y terminó al borde de la quiebra con un concurso abierto tanto en tribunales de Estados Unidos como en Canadá. En cambio, MSU Energy, que es propiedad de Manuel Santos Uribelarrea, uno de los mayores productores de oleaginosas del país, consolidó un management profesional, opera tres centrales por un total de 750 megawatt (MW) y obtuvo el respaldo del mercado local para financiarse de manera recurrente a buenas tasas (esta semana emitió un bono dólar MEP con un interés del 7,5%).

¿En qué punto se cruzan recorridos tan divergentes? En que MSU Energy acaba de absorber los cuatro activos de generación que eran de Araucaria, que a su vez era controlada por una firma creada en Canadá denominada Stoneway Capital Corporation.

La incorporación de las centrales eléctricas al porfolio de MSU marcó el final de una dura batalla económica y judicial entre actores de envergadura como BlackRock y Fidelity, dos de los mayores fondos de inversión del planeta; Gramercy, otro peso pesado en el mundo de los hedge funds, y José Luis Manzano, otrora ex ministro menemista y desde hace años reconvertido como empresario con extendida presencia en sector energético doméstico: es dueño mayoritario de las eléctricas Edenor y Edemsa (Mendoza), accionista minoritario de Metrogas y socio en Phoenix Globale Resources, una petrolera con yacimientos en Mendoza y en Vaca Muerta. Todos ellos estuvieron involucrados, de una u otra manera, en la eclosión de Araucaria Energy.

Punto final

El acuerdo que se terminó de homologar este miércoles en los tribunales de Nueva York —donde la empresa enfrentaba un proceso de quiebra bajo el capítulo 11 del código de bancarrota norteamericana— transfirió bajo la órbita de MSU Energy cuatro proyectos termoeléctricos con distinto grado de avance que habían sido adjudicados por licitación a Araucaria: Matheu, San Pedro, Luján y Las Palmas. Todos fueron otorgados en compulsa publica convocada por la resolución 21/2016 del entonces Ministerio de Energía.

Santos Uribelarrea en sus oficinas en pleno centro porteño durante una entrevista con EconJournal en 2019.

MSU ya estaba a cargo de la operación técnico-comercial de esas plantas con el aval de los acreedores de Stoneway, pero ahora pasó a ser el titular de las centrales térmicas. En las negociaciones que se extendieron durante el último año y medio estuvieron involucrados varios de los principales estudios jurídicos de la city porteña: Bruchou, Fernández Madero & Lombardi, Marval y Bomchill, entre otros. Y también en Nueva York como Cleary, Becker y Simpson.  

¿Cuál es el balance para cada actor?

Los acreedores de Stoneway Capital con un derecho de preferencia senior —como BlackRock y Fidelity, entre otros fondos— llegaron a un acuerdo con MSU para reestructurar el cronograma de cobro del dinero que prestaron a Araucaria. Se estableció un esquema de cancelación de una deuda senior que, una vez saldada, habilitará el pago de una deuda junior. Esa subdivisión de las acreencias que ahora deberá pagar MSU Energy contribuyó a descomprimir el flujo de fondos de los proyectos.

Gramercy, que había prestado US$ 220 millones en forma directa a Stoneway y quien fue en los hechos quien gatilló el proceso de Chapter 11 en EE.UU. para defender su posición en Araucaria, llegó a un acuerdo de preferred equity, que en la práctica significa que cobrará parte del capital desembolsado en Araucaria sólo en la medida que se cumplen una serie de condiciones después que se cancele la deuda con los acreedores principales. Terminó siendo el actor que más cedió dado que su poder de negociación era términos relativos más endeble que el de los otros fondos.

Manzano, que había ingresado en la estructura accionaria de Stoneway en 2020 tras obtener con la parte que estaba en cabeza de Rogelio Nores (hasta entonces principal referente de Araucaria), recibió una compensación económica para desprenderse de su participación en la compañía. Cerca del empresario mendocino celebraron el cierre del conflicto judicial. “Entramos a Araucaria con tres objetivos: preservar el activo; lograr una solución amigable fuera del concurso preservando el interés de todas las partes; y concretar una ganancia. Se han cumplido los tres, así que estamos muy contentos”, indicó uno de sus colaboradores directos ante la consulta de EconoJournal.

Por último, con la incorporación de las centrales de Araucaria, MSU prácticamente duplicará su tamaño para llegar a unos 1500 MW de potencia instalada. Deberá, sí, llevar adelante en los próximos meses una estrategia de contingencia para descomprimir el frente judicial y regulatorio que complica la operación de las usinas de Matheu, cerca de Pilar, y de Luján. Ambas están frenadas por la oposición de la comunidad donde están instaladas. Allegados a MSU indicaron que buscarán trabajar de forma conjunta con la Secretaría de Energía, así como también con los municipios involucrados, para encontrar soluciones que permitan retomar la generación de energía en las plantas. En el caso de la central Matheu, incluso se evalúa una eventual relocalización de la central si no hubiese otra alternativa.    

La entrada MSU Energy llegó a un acuerdo con BlackRock, Gramercy y Manzano y se quedó con las centrales eléctricas de Araucaria se publicó primero en EconoJournal.

, [#item_author]

Informacion, Información de Mercado, runrunenergetico.com

CAPETROL PERFORÓ 5 POZOS EN LA CUENCA DEL GOLFO SAN JORGE

En silencio y más haciendo que diciendo, como ha sido la característica de esta empresa nacida hace  menos de cinco años, está terminando los pozos de su primera campaña de perforación. Estos cinco  pozos son la cabecera de playa del desarrollo de Río Mayo. En Río Mayo, el área más alejada hacia el oeste de la cuenca del Golfo, se han perforado 5 pozos. La  compañía encargada de llevar adelante la perforación ha sido Venver. El 12 de febrero “el Juez”,  nombre con que fue bautizado el primer trépano de la compañía, inició su labor en el suelo  patagónico. Los […]

La entrada CAPETROL PERFORÓ 5 POZOS EN LA CUENCA DEL GOLFO SAN JORGE se publicó primero en RunRún energético.

Informacion, Información de Mercado, runrunenergetico.com

Las petroleras se entusiasman con la flexibilidad cambiaria que promete Guzmán, pero esperan una señal concreta

En el sector creen que se habilitaría que las empresas puedan acceder a dólares por el 20% de la producción incremental de petróleo y gas; no esperan que sea un punto de inflexión El conflicto bélico en Europa revitalizó a la industria petrolera local sin necesidad de los estímulos fiscales que el Gobierno promete desde incluso antes de asumir, en diciembre de 2019. Pese a que se prometió una ley de promoción de inversiones en hidrocarburos (y hasta fue presentado por el propio Presidente en un acto en Casa Rosada), el texto nunca fue tratado en el Congreso. Ahora, la […]

La entrada Las petroleras se entusiasman con la flexibilidad cambiaria que promete Guzmán, pero esperan una señal concreta se publicó primero en RunRún energético.

Informacion, Información de Mercado, runrunenergetico.com

Negocio del petróleo quema gas suficiente para abastecer a toda África subsahariana

La quema mundial de gas en los yacimientos petroleros trepó en 20021 hasta los 144.000 millones de metros cúbicos, 2000 más que el año anterior. Se estima que cada metro cúbico de gas asociado que se quema genera alrededor de 2,8 kilogramos de emisiones de CO2 equivalente. Mientras la atención de los medios de comunicación y los políticos occidentales se centra casi exclusivamente en la guerra en Ucrania y sus consecuencias en el sector energético, el gran negocio del petróleo sigue prendiendo fuego al planeta Tierra con su práctica de quema de gas, muy poco denunciada pese a ser muy […]

La entrada Negocio del petróleo quema gas suficiente para abastecer a toda África subsahariana se publicó primero en RunRún energético.

Informacion, Información de Mercado, runrunenergetico.com

En marzo aumentó 67,1% el uso de la capacidad instalada en la industria

Los datos del Indec muestran que se trata del máximo nivel para el tercer mes del año desde el inicio de la serie en 2016. Está 8,3 puntos por encima de los niveles pre pandemia La utilización de la capacidad instalada en la industria fue de 67,1% en marzo, el máximo nivel para el tercer mes del año desde el inicio de la serie en 2016. Así lo informó ayer el Instituto Nacional de Estadística y Censos (Indec). De esta forma, el uso de la capacidad instalada marcó un incremento de 2,6 puntos porcentual respecto al 64,5% registrado en marzo […]

La entrada En marzo aumentó 67,1% el uso de la capacidad instalada en la industria se publicó primero en RunRún energético.

Informacion, Información de Mercado, runrunenergetico.com

Afirman que nuevo gasoducto incrementará demanda de profesionales en Vaca Muerta

El cambio de escala que se podrá registrar en la actividad de la formación de Vaca Muerta, a partir de la construcción del gasoducto troncal Néstor Kirchner, “va a incrementar sensiblemente la demanda de profesionales”, afirmó hoy la directora ejecutiva de Fundación YPF, Ofelia Cédola, al participar de un encuentro con becarios en la sede de la petrolera en la ciudad de Neuquén La directiva, junto al vicepresidente del Upstream No Convencional de YPF, Pablo Iuliano, recibieron a las nuevas becarias y becarios, que formarán parte del programa que garantiza el acceso y el acompañamiento a los estudiantes de universidades […]

La entrada Afirman que nuevo gasoducto incrementará demanda de profesionales en Vaca Muerta se publicó primero en RunRún energético.

Informacion, Información de Mercado, runrunenergetico.com

Amplio apoyo de sectores productivos, sindicales, profesionales y académicos marplatenses a la exploración offshore

Darío Martínez firmó en Mar del Plata un convenio con la CGT para dar inicio a los cursos de capacitación a futuros trabajadores del petróleo, junto al IAPG y la UPT (Universidad Popular de los Trabajadores y Trabajadoras). En el marco de su visita a la ciudad, Darío Martínez recibió un amplio apoyo de los diferentes sectores sindicales, productivos, profesionales y académicos para avanzar con la exploración offshore en la costa bonaerense, quienes destacaron los beneficios que esta actividad traerá para la ciudad y la provincia, tanto en crecimiento de empleo como en desarrollo económico. Durante la firma del convenio […]

La entrada Amplio apoyo de sectores productivos, sindicales, profesionales y académicos marplatenses a la exploración offshore se publicó primero en RunRún energético.

Informacion, Información de Mercado, runrunenergetico.com

Martín Guzmán se reunió con el Embajador de Italia, Fabrizio Lucentini

El ministro de Economía, Martín Guzmán, mantuvo este martes un encuentro en el Palacio de Hacienda con el embajador de Italia, Fabrizio Lucentini, con quien dialogó sobre la situación económica a nivel global y se continuaron fortaleciendo los vínculos entre ambos países. La profundización de lazos económicos entre ambos países es un objetivo que comparten los gobiernos tanto de Argentina como de Italia. De la reunión también participaron la secretaria de Asuntos Económicos y Financieros Internacionales, Maia Colodenco, y el Consejero Económico de Italia, Marco Leone. Los funcionarios dialogaron sobre la situación económica a nivel global y el fortalecimiento de […]

La entrada Martín Guzmán se reunió con el Embajador de Italia, Fabrizio Lucentini se publicó primero en RunRún energético.

Informacion, Información de Mercado, runrunenergetico.com

San Juan: Analizan llevar adelante una campaña para la exploración de litio en el departamento Iglesia

La minera canadiense Origen Resources está trabajando en el proyecto con la sanjuanina Petra Gold SRL. La toma de muestras en la zona del proyecto fue una de las primeras actividades para avanzar con el desarrollo de Los Sapitos, en Iglesia. La toma de muestras en la zona del proyecto fue una de las primeras actividades para avanzar con el desarrollo de Los Sapitos, en Iglesia. () La posibilidad de contar en San Juan con un proyecto de litio está cada vez más cerca a partir de la decisión de la canadiense Origen Resources, asociada con una compañía de capitales […]

La entrada San Juan: Analizan llevar adelante una campaña para la exploración de litio en el departamento Iglesia se publicó primero en RunRún energético.

Informacion, Información de Mercado, runrunenergetico.com

En Barcelona, Morales reafirmó el liderazgo de Jujuy en la producción de energías limpias

“El rol de la energía solar, iluminando el hidrógeno verde”, es el título de la exposición que desarrolló el Gobernador de la Provincia en la Asamblea y Exposición Global de Hidrógeno Verde 2022 que se realiza en Barcelona. Gerardo Morales participa de la Asamblea y Exposición Global de Hidrógeno Verde 2022, que se celebra en Barcelona, en cuyo marco tendrá lugar una mesa redonda que definirá una hoja de ruta para iniciar la transición al hidrógeno verde solar, abordando aspectos técnicos, financieros y regulatorios, al tiempo que se plantearán aplicaciones con alto valor agregado y compromiso a largo plazo de […]

La entrada En Barcelona, Morales reafirmó el liderazgo de Jujuy en la producción de energías limpias se publicó primero en RunRún energético.

Informacion, Información de Mercado, runrunenergetico.com

Ecopetrol y Oxy acuerdan exploración conjunta en cuatro bloques del Caribe colombiano

Esta nueva alianza está alineada con la estrategia a largo plazo del Grupo Ecopetrol de fortalecer la exploración offshore o costa afuera. Los bloques se encuentran ubicados a una distancia promedio de más de 150 kilómetros de la línea costera de los departamentos de Atlántico, Magdalena y La Guajira. Se prevé la adquisición de muestras del fondo marino, como también la propuesta de perforación de un pozo en aguas profundas sujeta a las autorizaciones regulatorias y la culminación de los estudios técnicos. Ecopetrol S.A. y Occidental Petroleum Corp. (Oxy) informan que Ecopetrol y Anadarko Colombia Company, subsidiaria de Oxy, suscribieron […]

La entrada Ecopetrol y Oxy acuerdan exploración conjunta en cuatro bloques del Caribe colombiano se publicó primero en RunRún energético.

Informacion, Información de Mercado, runrunenergetico.com

LA PROVINCIA LICITARÁ 364 VIVIENDAS CON UNA INVERSIÓN QUE SUPERA LOS 2.000 MILLONES DE PESOS

Las unidades habitacionales se construirán a través del programa Casa Propia, Construir Futuro que financia el gobierno nacional y del Plan Habitar que se gestiona con fondos provinciales. El Ministerio de Infraestructura, Servicios Públicos y Hábitat anunció las licitaciones que se desarrollarán en la segunda quincena de mayo en materia de vivienda. El Ministerio de Infraestructura, Servicios Públicos y Hábitat anunció las licitaciones que se desarrollarán en la segunda quincena de mayo en materia de vivienda, financiadas con fondos nacionales y provinciales. Se trata de cinco aperturas de ofertas para construir 364 unidades habitacionales, que tendrán como lugar de destino […]

La entrada LA PROVINCIA LICITARÁ 364 VIVIENDAS CON UNA INVERSIÓN QUE SUPERA LOS 2.000 MILLONES DE PESOS se publicó primero en RunRún energético.

Informacion, Información de Mercado, runrunenergetico.com

El cambio climático volvió a batir récords por tierra, mar y aire en 2021

Ante “la sombría confirmación del fracaso de la humanidad en detener el cambio climático”, António Guterres propone un plan de transición hacia las energías renovables a través de cinco pasos. Cuatro indicadores de la situación de nuestro clima, las concentraciones de gases de efecto invernadero, el nivel del mar, la temperatura de los océanos y su acidificación, volvieron a batir récords en 2021, según el Informe sobre el Estado del Clima Mundial 2021*. El documento, que preparan los científicos de la Organización Meteorológica Mundial, destaca que esas nuevas marcas son “una clara señal de que las actividades humanas están causando […]

La entrada El cambio climático volvió a batir récords por tierra, mar y aire en 2021 se publicó primero en RunRún energético.

ecojournal.com.ar, Informacion, Información de Mercado

Catamarca, a pocos días de recibir al evento de litio más importante de la región

La undécima edición del Seminario Internacional: Litio en la Región de Sudamérica, organizado por el medio especializado Panorama Minero, se realizará en plena capital catamarqueña el próximo 31 de mayo y 1 de junio. Con cupos agotados, el evento espera más de 500 personas y una fuerte presencia de empresas proveedoras y de minería, organismos de gobierno, diplomáticos y representantes internacionales.

Se trata de uno de los eventos de mayor repercusión relacionados al litio de Argentina y la región sudamericana, con amplia presencia global y el apoyo de los principales actores encargados de llevar adelante el desarrollo de este sector, clave en la minería argentina y principal receptor de la inversión minera internacional a partir del alto potencial de las salmueras del noroeste argentino.

Según información de la Secretaría de Minería, el país cuenta actualmente con dos proyectos en producción, dos en construcción, cuatro en factibilidad y otros 19 proyectos avanzados con un potencial productivo de 328.500 toneladas de carbonato de litio por año. La mayor parte de estos proyectos se presentarán en el evento, un simposio catalogado por referentes internacionales como uno de los más importantes a escala global y del que participan todas las partes involucradas.

Organizado desde 2011 por el medio especializado Panorama Minero, este seminario y encuentro de negocios cuenta con la concurrencia de actores estratégicos provenientes de Bolivia, Chile, Estados Unidos, Reino Unido, Australia, Canadá, Francia, Perú, Corea del Sur y China, entre otros.

Además, entre las empresas y actores participantes se destaca la presencia de los gobiernos de Jujuy, Salta y Catamarca; la Secretaría de Minería y el Ministerio de Desarrollo Productivo de la Nación, sumado a las disertaciones de más de 10 compañías mineras, las consultoras internacionales S&P Global Platts y CRU, y proveedores de la talla de YPF.

Sustentabilidad y ambiente, economía y mercados, futuras inversiones, análisis geopolítico y geología son algunos de los ejes que abordará esta undécima edición. El encuentro también contará con rondas de negocios exclusivas, shows y actividades en vivo.

Visite el programa de conferencias: https://bit.ly/Conferencias-LitioEnSudamerica2022

Toda la información en: www.litioensudamerica.com.ar

La entrada Catamarca, a pocos días de recibir al evento de litio más importante de la región se publicó primero en EconoJournal.

, [#item_author]

ecojournal.com.ar, Informacion, Información de Mercado

Josemaría: comienza en septiembre la construcción del megaproyecto de cobre y evalúan establecer retenciones móviles para las exportaciones

El megaproyecto de cobre Josemaría, ubicado en la provincia de San Juan, comenzará con los movimientos de suelo en septiembre, luego del invierno. La construcción demandará cuatro años y Lundin, la minera canadiense a cargo del proyecto, planea iniciar la fase de producción en 2026. En este escenario, la empresa y el gobierno analizan un esquema de retenciones móviles para las exportaciones de cobre, que, según estima la compañía, serán de alrededor de US$ 1.100 millones anuales durante 15 años. Con estos números, superaría en exportaciones al complejo de petróleo y gas del país y abre la puerta a una nueva ola de producción de cobre en la Argentina.

La minera canadiense viene trabajando el esquema de retenciones con Roberto Arias, secretario de Política Tributaria del Ministerio de Economía. Según fuentes con conocimiento de estas negociaciones consultadas por EconoJournal, el Poder Ejecutivo quiere que sean retenciones móviles. Con un valor de la libra de cobre que hoy se sitúa en US$ 4,5, el esquema que están negociando, donde también interviene la cámara minera CAEM, contempla que haya retenciones a las exportaciones de un 8% como tope hasta que llegue a los US$ 5,6 por libra. Al mismo tiempo, el esquema implicaría cero por ciento de retenciones cuando el valor sea inferior a US$ 3,2 por libra de cobre.

Permisos

En estos momentos, la minera canadiense está avanzando técnicamente en la factibilidad fina del proyecto. A tres meses del inicio de la construcción, se encuentra a mitad de camino entre la ingeniería básica y la de detalle, que es la que permite avanzar concretamente con la obra. Luego de la aprobación en abril de la declaración de impacto ambiental, Lundin tiene un amplio trabajo de conseguir permisos de detalle, que tienen que ver con el trabajo con distintas entidades como los bomberos, Aduana, el Estado nacional y provincial y el Ejército, entre otros. En total, el proyecto necesita avanzar con 250 permisos de este tipo y buena parte del equipo de la compañía está abocado ahora sobre esto.

Lundin está en el país desde hace más de 30 años y atravesó distintas etapas, como la salida de la convertibilidad y los corralitos, y convive con los niveles de inflación de la Argentina. En el último tiempo, ejecutivos de la minera se reunieron dos veces con el presidente Alberto Fernández. De todos modos, la compañía canadiense tiene en cuenta que encarar un proyecto de US$ 4.100 millones de inversión como Josemaría requiere de otro nivel de exposición ante la economía del país.

Josemaría Resources, una firma perteneciente al grupo canadiense, estaba a cargo del desarrollo, pero el 28 de abril el megaproyecto de cobre pasó a estar directamente bajo la órbita de Lundin Mining, una decisión de la casa matriz para blindar el megaproyecto y tener mejores condiciones para conseguir financiamiento. En la compañía afirman que, si bien no están buscando socios, si aparece una empresa con una propuesta interesante la analizarán.

Josemaría, que no utilizará cianuro, va a generar entre 8.000 y 10.000 empleos directos durante los cuatro años de construcción y cuatro o cinco veces más en empleos indirectos. Además, requiere de la construcción de 200 kilómetros de ruta, una línea de alta tensión de 500 kW para un tramo de 250 km y se abastecerá íntegramente con energía renovable.

Transición energética y movilidad eléctrica

El consumo de cobre va a crecer exponencialmente en todo el mundo impulsado por el contexto de la transición energética y la movilidad eléctrica. Según un informe del Centro de Estudios para la Producción (CEP-XXI) del Ministerio de Desarrollo Productivo, un vehículo eléctrico necesita cuatro veces más cobre que uno convencional. La demanda de cobre a nivel mundial este año será de 28 millones de toneladas y para el 2030 la demanda aumentará a 33 millones de toneladas, según los cálculos del sector. Este salto de 5 millones de toneladas en ocho años implica que será necesario incorporar 35 proyectos de cobre de dimensiones similares a las de Josemaría. En Lundin entienden que, por esta razón, es clave avanzar con este proyecto ya que a nivel mundial que hay una demanda muy fuerte para adquirir desarrollo de cobre de este tipo.

En la Argentina hay proyectos de cobre en carpeta por US$ 20.000 millones. La puesta en marcha de Josemaría podría traccionar a otros desarrollos que están en etapa de factibilidad como Taca Taca, Los Azules, Altar, Pachón o Filo del Sol, este último también está a cargo de Lundin. Dos de los dos pozos que perforó la minera canadiense en Filo del Sol están catalogados dentro de los 30 mejores pozos de cobre en la historia a nivel global. Según indicaron fuentes de la compañía a EconoJournal, la Argentina puede aprovechar este escenario para tener una segunda ola de producción de cobre luego del desarrollo de proyectos como Bajo La Alumbrera.

Decreto 234

Además de las retenciones, la compañía está intentando acordar con el gobierno otro tema que tiene que ver con la reglamentación más fina del Decreto 234/2021, que es el que generó el acceso al Mercado Único y Libre de Cambios (MULC) para que sea más automático y ágil. Un punto central es que el gobierno se comprometa a que la devolución del IVA sea veloz durante la construcción del proyecto.

Esto tiene que ver con que, a partir de la devolución del IVA, Lundin calcula obtener entre 600 y 700 millones de dólares, que le va a permitir repagar buena parte de la inversión de US$ 4.100 millones. Si esto no ocurre de manera ágil y rápida, puede ocasionar un problema para el avance de la obra, admitieron en la compañía.

La entrada Josemaría: comienza en septiembre la construcción del megaproyecto de cobre y evalúan establecer retenciones móviles para las exportaciones se publicó primero en EconoJournal.

, [#item_author]

energiaestrategica.com, Informacion, Información de Mercado

Atlas se propone 1 GW operativo con renovables en Colombia

“Tenemos un plan de negocios claro en Colombia, donde nuestra meta es alcanzar 1 GW operativos al 2028 a través de energía solar, eólica y baterías”, revela a Energía Estratégica Rubén Borja, Director para Colombia de Atlas Renewable Energy.

El ejecutivo cuenta que, a medida que transcurran los meses, esperarán más claridad en algunos aspectos regulatorios para el despliegue de su objetivo. Uno de ellos tiene que ver con el almacenamiento a través de baterías.

“En este momento está muy claro el uso de baterías como activo de transmisión, donde el año pasado inclusive se adjudicó una subasta para tal fin. Pero esperamos pronto una regulación de las baterías como activos de generación. Además, que haya más claridad para esta tecnología con los beneficios de la ley 1715”, considera Borja.

En esa línea, para el directivo de Atlas es claro que Colombia adoptará medidas en el mediano plazo. “Creo que es solo cuestión de tiempo y, en máximo 2 o 3 años, tengamos mayor penetración y previsibilidad de sistemas con baterías en Colombia”, destaca.

Cabe destacar que Atlas desarrolla, construye y opera proyectos en Latinoamérica. En los últimos cinco años han constituido una cartera de 3,1 GW de proyectos de energías renovables contratados en Brasil, Chile, México y Uruguay.

Borja apuesta a que Colombia formare parte de este elenco de plazas estratégicas para las inversiones de Atlas. Y una de las facilidades de ingreso es el avance de la Resolución 075, a partir de la cual el Gobierno colombiano reasignará capacidad de red a proyectos y establecerá un nuevo esquema de asignaciones.

“Estamos seguros que la naturaleza de la Resolución 075 es necesaria” para el desarrollo del mercado renovable, considera el ejecutivo.

Y sostiene: “Es necesario cambiar la dinámica en que el desarrollador se puede atornillar en un punto de conexión, independientemente de sí avanzada o no en su desarrollo. Esto no les daba oportunidad a otros desarrolladores con proyectos bien estructurados y con iniciativa de construcción”.

Rubén Borja, Director para Colombia de Atlas Renewable Energy

No obstante, cabe indicar que no es fácil para el Gobierno de Colombia implementar semejantes cambios: ya ha habido postergaciones. Al respecto, el ejecutivo de Atlas observa que “el 2022 va a ser un año de transición” en la aplicación, pero que durante el 2023 y 2024 el esquema ya estará aceitado.

“Su puesta en marcha va a ser doloroso para algunos, que hace años trabajan en sus proyectos y quedaron atrapados en un cambio regulatorio, y tal vez en una falta de agilidad de las instituciones para darle una respuesta rápida a las empresas; pero para los nuevos inversionistas existe la oportunidad de estudiar muchos proyectos que actualmente están en un limbo regulatorio”, observa Borja.

Consultado sobre el salto de garantías que pasará a pedir la UPME, las cuales ya no serán de 1 dólar por kW sino de 10 dólares, para el especialista “si bien es onerosa, porque fue multiplicada por 10, cuando se la compara con otros mercados no es tan alta”; “en México o España son similares o mucho mayores”, compara.

Y señala que lejos de ver este salto en las garantías como un obstáculo, cree que son un reaseguro para el buen funcionamiento del mercado. “Es una barrera que la UPME establece para que quienes participen sean desarrolladores robustos, que cuando pongan una garantían tengan un proyecto bien estructurado y con altas posibilidades de materializarse”, enfatiza.

Y concluya: “Para nosotros, como Atlas, será un desafío saber navegar la 075 y estar muy atentos a los puntos que se liberan para saber dónde hacer proyectos greenfield (desde terreno) y eso es clave, porque se liberará mucha capacidad, en muchas subestaciones, y eso abre oportunidades para calcular puntos de conexión”.

Nuevas subastas

Consultado sobre cuáles son las principales motivaciones que ven desde Atlas sobre el mercado eléctrico colombiano, Borja asegura que es “atractivo y prometedor”, “que está en proceso de maduración lo cual ofrece oportunidades”.

“Este gobierno desarrolló dos subastas que pueden decirse que fueron exitosas, cada una con sus particularidades en contextos diferentes del mundo y del mercado. Estamos convencidos de que van a venir más subastas”.

“Cuando uno estudia las plataformas políticas de los candidatos presidenciales, independientemente de sus tendencias, todos están muy alineados para seguir desarrollando las energías renovables. Creemos que un nuevo gobierno va a seguir buscando mecanismos para seguir apalancando la penetración de las renovables”, enfatiza el directivo de Atlas.

Asimismo, pone el foco sobre los mecanismos de la Resolución CREG 114, que tiene por objeto incentivar aún más el mercado entre privados, tanto desde un plan presentado por Derivex como de otro impulsado por la Bolsa Mercantil.

“Por caso, vemos cómo el mecanismo de Derivex comienza a tener buenos resultados, si bien los volúmenes son pequeños ya ha probado su efectividad como mecanismo de cobertura de manera significativa en relación al mercado spot. También vemos que en el SICEP hay una demanda de curvas por tecnología y con contratos cada vez más a largo plazo que es lo que necesitan las renovables”, puntualiza Borja.

energiaestrategica.com, Informacion, Información de Mercado

Diputada de Costa Rica incluye recursos energéticos distribuidos en la agenda legislativa

El pasado lunes 16 de mayo, el Poder Ejecutivo desconvocó el expediente 22.989 “Modificación del artículo 2 de la ley 10.086 para la promoción y regulación de los recursos energéticos distribuidos”, iniciativa que fue convocada el 12 de mayo y dispensada de trámite.

La diputada socialcristiana, Daniela Rojas, cuestionó los motivos de la desconvocatoria y aprovechó para reiterar el llamado para avanzar en la ruta de la prosperidad y competitividad.

“Vivimos en tiempos de cambio y debemos adaptarnos. Debemos avanzar y hacerlo con altura con propuestas disruptivas, propositivas y llevar al país hacia la ruta de la prosperidad”, señaló Rojas.

Para la diputada, desconvocar este proyecto es desafortunado, pues no permite la construcción y mejora continua de las herramientas jurídicas y técnicas para el desarrollo del país.

“No deben pasar otros 15 años para modificar una ley del sector eléctrico, debemos priorizar las iniciativas que coloquen a Costa Rica a la vanguardia en la generación de tecnologías de innovación y en la modernización del sistema eléctrico nacional. Debemos dejar de lado el temor a la modernización y al cambio”, concluyó.

¿Qué dice el expediente? En concreto, es un artículo único que modifica el artículo 2 de la ley 10.086, aprobada en la anterior legislatura para la promoción de los
recursos energéticos distribuidos.

Este artículo aclara la forma en que los generadores distribuidos pueden entregar los excedentes de la energía producida a las distribuidoras eléctricas del país, como lo son el Grupo ICE, la ESPH, JASEC o cooperativas de electrificación rural.

El artículo indica que el excedente de los generadores distribuidos puede ser:

A. Vendido a la empresa distribuidora

B. Compensado como crédito aplicable a sus facturas

C. Retirado para consumo diferido del abonado

La ley menciona que UNICAMENTE el inciso “A” (venta de excedentes) será de carácter OPCIONAL para la empresa distribuidora. No hay ninguna disposición de obligar a las empresas distribuidoras de energía a comprar los excedentes producidos por los generadores distribuidos.

La Ley 10.086 fue un proyecto visionario que se construyó a partir del diálogo y la participación de TODOS los sectores involucrados del sistema eléctrico nacional.

Fue la primera ley en 15 años aprobada para el sector eléctrico, en tiempos donde la modernización continua y la competitividad nos demanda mayor celeridad.

energiaestrategica.com, Informacion, Información de Mercado

Latam, Europa y USA: Grenergy anuncia su un portafolio de 10GW en energías renovables

La compañía Grenergy presenta sus armas para enfrentar la descarbonización y lograr la independencia energética. 

La planificación hacia 2025 detalla que el objetivo es llegar a 10 GW entre eólica y solar: 4,3 GW en latinoamérica, 3,8 GW en Europa y el resto en Estados Unidos. 

Actualmente cuenta con 1 GW de potencia instalada en todo el mundo y 5 GWh de almacenamiento logrados en su mayoría en territorio sudamericano y 1,7 GWh en Europa. 

«Esto nos permitirá, sin dudas, mantener el ritmo de crecimiento en los próximos años y dar plena visibilidad a nuestra actividad más allá del 2023», destaca David Ruiz de Andrés, CEO Grenergy

Por primera vez la compañía ingresará en el mercado estadounidense e instalará 1,9 GW de potencia solar y 0,6 GWh de almacenamiento. 

En 2021 los desafíos en la cadena de suministros en España no permitieron alcanzar el objetivo de 600 MW. Solo se alcanzó 541 MW en energía solar. 

Este año lograron conectar uno de los parques fotovoltaicos más grandes de España: parque Escuderos con 200 MW.

Grenergy está sumando equipos de desarrollo propios en Polonia a los ya creados en Italia y el Reino Unido. «La crisis de Ucrania se está dando con una aceleración sin precedentes en los planes de descarbonización e independencia energética», afirma Ruiz de André.

Plan de sostenibilidad hacia 2030

«Somos conscientes de que el momento presente es el que cuenta y que las decisiones que estamos tomando hoy son las que realmente marcarán la diferencia en el futuro», subraya el CEO de Grenergy. 

Bajo esta política, incrementaron la ambición de sus objetivos de reducción de emisiones propias para alinearlos con los objetivos de limitar el calentamiento del planeta a 1,5º, reduciendo a un 55 por ciento de emisiones de CO2. 

En esta línea la compañía invertirá 1,3 millones de euros para acelerar la transición con el aumento de la oferta energética en zonas estratégicas. 

Hacia 2030 espera reducir a un 55 por ciento sus emisiones de CO2.  

energiaestrategica.com, Informacion, Información de Mercado

Soltec recomienda regular con «un mínimo de 50 MW» para agilizar los proyectos solares

Soltec ya trabajó en la instalación de más de 500 MW en Colombia, sumando proyectos ejecutados o que aún están en desarrollo. Y también suministró sus dispositivos en la construcción del parque solar más grande del país, “La Loma”, con una potencia instalada de 187 MW. 

Uno de los principales objetivos de la compañía fabricante de seguidores solares es tener instalados 1 GW en suelo colombiano para el 2023, teniendo en cuenta el mercado creciente del país, en el que se espera que en el transcurso del año ingresen cerca de 1.500 MW nuevos en proyectos.

A finales de 2021, durante la tercera subasta de energías renovables del Ministerio de Minas y Energía, fueron adjudicadas 11 centrales fotovoltaicas, por 796,3 MW, por parte de nueve empresas generadoras que celebraron convenios con 44 comercializadoras.

En el marco del evento «Virtual Summit Renewables, Storage & Hydrogen«, organizado por Latam Future Energy, Juan Carlos Ruiz, manager general de Soltec en la región, asegura que si bien ven un empuje y apoyo a los grandes proyectos, muchos de estos se inclinan hacia el desarrollo de parques pequeños.

“¿Por qué muchos desarrolladores nos vamos a plantas pequeñas? Porque realmente es un ‘fast-track’”, incluso hay algunas compañías que hacen cuatro plantas de 9 MW en lugar de una de 40MW”, sostiene el ejecutivo.

Asimismo remarca que es importante hacer un replanteo de las condiciones en las cuales se desarrollan las plantas solares.

“Tiene que regularse como sucede en Europa, para que sean zonas medioambientales y socialmente no sensibles. Tiene que haber un mínimo de 50 MW, para que sea más ágil”, aconseja el directivo.

Otro factor que señaló es el del valor de los informes medioambientales que se pagan en Colombia, a los que califica como “los más caros del mundo”.

Almacenamiento

Por otro lado, el Manager Regional de Soltec en Colombia, destaca el valor del uso de baterías como respaldo de la fotovoltaica: “La solar es la energía más barata que se produce. Pero hay que avanzar en temas de almacenamiento porque es fundamental”, comenta.

“Creo que en el país, y en toda Sudamérica, hay que regular mejor el tema de las baterías. Hay que fomentar que las plantas de renovables, tengan este apoyo para poder enviar energía a todas horas y hacerla aún más competitiva”, indica Juan Carlos Ruiz.

En esta línea, remarca que esta tecnología tendría una gran valor en las zonas donde no hay una conexión con la red nacional de energía. “En esos nichos el ‘storage’ no solo tiene que ser importante, tiene que ser líder”, apunta el directivo.

“El rol de la fotovoltaica en la transición energética es el de ser el líder. Creo que la energía solar va a ser la líder mundial en esta transición. Y para que también sea una transición justa, las baterías tienen que llegar a las zonas no conectadas”, subraya el ejecutivo de la compañía española.

Emprendimientos en Europa

Por el lado de la experiencia de la empresa en materia de ecovoltaica, Ruiz recalcó que en Italia han desarrollado más de 1GW de agrovoltaica, a base de emplazamientos pequeños de alrededor de 20MW.

“Lo hemos hecho en España, en Dinamarca y va a llegar a Latinoamérica. Al final una de las cosas que tenemos que transmitir es socializar los beneficios de la energía fotovoltaica” enfatiza el Manager General de Soltec en Colombia

energiaestrategica.com, Informacion, Información de Mercado

Industria eólica global convoca a impulsar la transición «antes de que sea demasiado tarde»

“Esta es una intervención sin precedentes del Secretario General de la ONU, Antonio Guterres. Como él dice, se acaba el tiempo para mantener vivo el objetivo de 1,5 grados. Lo que se necesita ahora es una acción urgente, concertada y práctica de los gobiernos. No más palabras o declaraciones de alto nivel», dijo el CEO de GWEC, Ben Backwell.

“El Secretario General hace un llamado a los gobiernos para que aceleren y agilicen las aprobaciones de proyectos solares y eólicos, modernicen las redes y establezcan objetivos ambiciosos de energía renovable alineados en 1,5 grados que brinden certeza a los inversores, desarrolladores, consumidores y productores.

“La energía eólica y solar pueden transformar nuestros sistemas de energía ahora mismo a un costo competitivo. Pero los gobiernos deben actuar de inmediato para apilar la baraja a favor de las energías renovables, no de los combustibles fósiles. Deben eliminar los cuellos de botella donde los proyectos se ven frenados por burocracia innecesaria, permisos y falta de conexiones a la red.

“El Consejo Mundial de Energía Eólica respalda plenamente este mensaje y hace un llamado a los gobiernos y a los responsables políticos para que tomen estas medidas ahora: no tenemos tiempo para esperar la próxima llamada de atención.

“La industria eólica instaló más de 100 GW de nuevos proyectos en 2021 según nuestros últimos datos. Sin embargo, necesitamos instalar casi cuatro veces esta cantidad cada año para ponernos en camino de ser consistentes con el objetivo de Cero Neto del mundo, por lo que estamos detrás de donde debemos estar.

“Mientras tanto, la cadena de suministro de energía eólica continúa sufriendo pérdidas, lo que lleva a las empresas a reducir sus huellas en el mismo momento en que necesitamos aumentar la inversión para un rápido crecimiento. Los gobiernos de todo el mundo invierten alrededor de medio billón de dólares en la reducción artificial del precio de los combustibles fósiles cada año, y mientras los consumidores sufren los altos precios de la energía, las empresas de combustibles fósiles obtienen miles de millones de un mercado distorsionado.

“Como dice el Secretario General, ‘Este escándalo debe parar’”.

energiaestrategica.com, Informacion, Información de Mercado

Proyecto Triskelión: la primera planta de metanol verde de España

El proyecto Triskelión busca producir 40.000 toneladas de metanol verde al año, empleando un electrolizador de 50 MW. El objetivo de Forestal del Atlántico es que posea una calidad comercial similar al fósil. 

Esta planta será la primera de España dedicada a la producción de este vector. En el proceso se usará como materia prima el CO2 capturado desde una planta de cogeneración de 25 MW eléctricos, esta emitirá 85.000 toneladas al año.

En Europa se consumen unas 10 millones de toneladas de metanol al año, de los cuales unas 2 millones son fabricadas en el continente. 

El desarrollo de este emplazamiento tendrá una inversión de más de 130 millones de euros, respaldado por ayudas de 70 millones de euros provenientes del programa Innovation Fund de la Comisión Europea.

Las instalaciones estarán en la ciudad de A Coruña, Galicia y contarán con una línea eléctrica de 132 kW, que puede vehicular aproximadamente 100 MW de potencia. Asimismo tendrá una superficie de 30.000 metros cuadrados donde se implantaran las unidades.

“Capturaremos unas 75.000 toneladas de Co2 y fabricaremos 40.000 toneladas de metanol verde al año”, destacó Iván Seoane, Director Técnico en Forestal del Atlántico, quién además adelantó que estará en operaciones para 2026.

Dentro de este proyecto también está pensada la fabricación de hidrógeno verde y la reutilización del oxígeno resultante del proceso.

“Prevemos licuarlo, almacenarlo y distribuirlo. Consideramos que va a haber un mercado para este oxígeno, porque va a ser con una baja huella de carbono”, aseguró Seoane

Por el lado logístico de la funcionamiento del emprendimiento, el representante de la empresa remarca dos puntos de atraque de buques que nos permitirán recibir barcos de hasta 60.000 toneladas de peso muerto.

Asimismo, el ejecutivo indicó que cuentan con un cargadero de camiones-cisternas capaces de mover hasta 20.000 metros cúbicos de metanol al mes.  

Por la parte administrativa, el Director Técnico en Forestal del Atlántico señaló que se han presentado las manifestaciones de interés al Ministerio de Transición Ecológica. 

Asimismo recalcó que van a inscribirse en el programa de ayudas del Proyecto Estratégico para la Recuperación y Transformación Económica (PERTE) correspondiente

A finales de abril, el presidente de la Xunta de Galicia, Alberto Núñez Feijóo declaró a la planta Triskelión como una “iniciativa empresarial prioritaria”. Esta iniciativa forma parte de la candidatura de la comunidad autónoma al PERTE de energías renovables.

energiaestrategica.com, Informacion, Información de Mercado

Las externalidades de la megaplanta de hidrógeno verde de Iberdrola

La semana pasada, la empresa española Iberdrola  inauguró su planta de hidrógeno verde en Puertollano, Castilla-La Mancha. Este proyecto es el más grande de uso industrial de todo el continente.

Se calcula que el emplazamiento podrá generar alrededor de 3.000 toneladas de hidrógeno renovable al año, que irá destinado a la fabricación de fertilizantes.

En el marco de presentación del emprendimiento Agustín Delgado, Director de innovación de Iberdrola, comentó que la energía que utilice la planta provendrá de un parque fotovoltaico de 100 MW a unos 9 KM de distancia.

“No siempre tenemos sol, por lo tanto, para suministrar a la planta durante más tiempo contamos con un sistema de baterías de 20 MWh para alargar la energía de la planta”, comentó el directivo.

Asimismo destacó que la generadora cuenta con 11 tanques de almacenamiento, con una capacidad de hidrógeno suficiente para alimentar durante dos días a la planta de Fertiberia, fabricante del fertilizante.

Remarcando la importancia de una autosuficiencia energética en España, Delgado señaló: “El sistema energético en España no es sostenible, gastamos 43 mil millones de euros al año en compras al exterior de combustible”.

Nerea Bartolomé, ingeniera de proyectos de hidrógeno de Iberdrola, mencionó que el valor que el hidrógeno puede tener en la industria alta temperatura y en el sector de la movilidad. “Allí donde las baterías no alcanzan, tenemos el hidrógeno como alternativa”, subrayó.

Siguiendo esta línea, Ignacio Galán, Presidente y Consejero delegado de Iberdrola, aseguró que la instalación de esta planta es parte de un proyecto ambicioso, en el que planean invertir más de 2 mil millones de euros.

El ejecutivo también recordó la presentación en Toledo, Guadalajara, de una planta de electrolizadores, llevada a cabo por la empresa estadounidense Cummins, asociados con la empresa española.

“Seremos el prototipo de empresa que pueda tener sus fertilizantes libres de emisiones gracias al sol en lugar de estar dependiendo del gas natural, importado de terceros países”, indicó Galán.

Por su parte el Director industrial de Fertiberia, David Herrero señaló que para el 2050 se espera un aumento cercano al 40% en el consumo de fertilizantes, debido a la demanda alimenticia de una población creciente.

La empresa española fundada en 1966 será la receptora de la producción de hidrógeno verde de la planta. “Necesitamos visión, coraje y apoyo institucional a partes iguales para una transformación de nuestras capacidades industriales”, apuntó Herrero.

Asimismo recalcó que este proyecto sienta las bases para una mayor independencia, utilizando energías limpias y autóctonas. 

energiaestrategica.com, Informacion, Información de Mercado

El CEO de Fortescue pidió al Gobierno de Argentina acelerar una «Ley de Hidrógeno Verde»

En el marco de la Conferencia de Hidrógeno Verde, celebrada en la ciudad de Barcelona por la Green Hydrogen Organization, Dr. Andrew Forrest AO, Chairman y fundador de Fortescue Future Industries, junto con su CEO Julie Shuttleworth y el Presidente para Latinoamérica Agustin Pichot, se reunió con el ministro de Desarrollo Productivo de la Nación Argentina, Matías Kulfas, y con la gobernadora de la Provincia de Río Negro, Arabela Carreras.

En dicha reunión, Andrew Forrest AO compartió los avances de la compañía en relación con el Proyecto “Pampas” a desarrollarse de la Provincia de Río Negro, y remarcó la importancia de la creación de una Ley de Hidrógeno en Argentina que brinde un marco regulatorio al desarrollo de esta incipiente industria.

Asimismo, Andrew Forrest AO ratificó la necesidad de colaboración, facilitación y compromiso de las autoridades provinciales y nacionales para que el Proyecto de FFI sea una realidad. La creación de una ley permitirá la definición de lineamientos para el desarrollo de la industria del Hidrógeno Verde en el país y permitirá a FFI colaborar con las ambiciones de descarbonización de la Argentina, la región y el mundo.

Desde los anuncios realizados en la Cumbre de Cambio Climático de Glasgow (COP26), Fortescue ha presentado a la Provincia de Río Negro su propuesta de iniciativa privada para el desarrollo del proyecto de generación de energía eléctrica renovable para abastecer una planta productora de hidrógeno verde y sus derivados. Dicha propuesta fue aprobada por unanimidad por la legislatura de la provincia el pasado 20 de abril.

Actualmente, el Proyecto se encuentra en una etapa de prefactibilidad que definirá su viabilidad. En esta etapa inicial del proyecto, FFI está ejecutando los Estudios de Impacto Ambiental y Social en el marco de la Ley Provincial N° 3266, cuyo objetivo es resguardar los recursos naturales dentro de un esquema de desarrollo sustentable.

FFI posee un gran compromiso con el empoderamiento de las comunidades y buscará en todas las etapas del proyecto brindar beneficios económicos y sociales positivos, empleos, capacitación y desarrollo de habilidades. A su vez, FFI reconoce y valora la biodiversidad única de las regiones en las que opera y asume el compromiso de salvaguardar tal biodiversidad a través de una gestión ambiental responsable.

FFI se encuentra a disposición de las autoridades argentinas para colaborar en la creación de una Ley de Hidrógeno y de esta manera poder hacer del proyecto una realidad en la provincia de Río Negro.

FFI y el desarrollo de tecnología

A nivel global, Fortescue está trabajando en el desarrollo de tecnología para la industria del hidrógeno verde. En ese sentido, Fortescue ha adquirido Williams Advanced Engineering, una empresa de tecnología e ingeniería líder en el mundo reconocida por sus proyectos innovadores en electrificación y sistemas de baterías de alto rendimiento. Esta asociación también permitirá a Fortescue convertirse en un actor importante en el creciente mercado mundial de equipos de transporte industrial ecológicos.

Asimismo, Fortescue ha comenzado la construcción de la instalación de electrolizadores más grande del mundo en Gladstone, Queensland. La fabricación de electrolizadores es vital para la producción de hidrógeno verde que permitirá descarbonizar sectores difíciles de reducir, como el transporte pesado, el transporte marítimo, la aviación y la industria.

En este marco, en el mes de abril, los líderes del equipo tecnológico de FFI, Michael Dolan, Director de Ciencia y Tecnología, y Stan Knez, Líder del FFI Technology Hub visitaron las provincias argentinas de Río Negro y Mendoza. El propósito de su visita fue visibilizar el trabajo que realiza Fortescue a nivel global para el desarrollo de la tecnología necesaria para producir hidrógeno verde y promover alianzas con las comunidades científicas locales.

ecojournal.com.ar, Informacion, Información de Mercado

Se conoció qué empresas presentaron ofertas para suministrar insumos estratégicos para el gasoducto Néstor Kirchner

La estatal Enarsa avanza con licitaciones de insumos estratégicos para el gasoducto Néstor Kirchner, que conectará Tratayén en Neuquén con la localidad de Salliqueló en Buenos Aires. Se trata de concursos que contemplaron la adquisición de distintas válvulas, mantas termocontraíbles, electrodos y tramos de medición y cromatógrafos a fin de evacuar de manera más eficiente y rápida el gas producido en Vaca Muerta hacia los distintos centros de consumo del país. Son compulsas registradas como GPNK 02/2022GPNK 04/2022GPNK 05/2022, y GPNK 06/2022, publicadas en el Boletín Oficial el 25 de abril, tal como publicó este medio.

El primero de los cuatro procesos licitatorios apuntó a la compra de válvulas de 20, 24, 30 y 36 pulgadas para el ducto troncal. Allí se presentaron  seis oferentes: Cameron, Tormene  Americana, PYAT SA, Valbol, Valtronic y Wenlen. Las últimas tres empresas son las que se encuentran dentro del rango estimado del presupuesto oficial, según indicaron a este medio fuentes privadas al tanto de la compulsa.

En carrera

A la segunda licitación concerniente a las mantas termocontraíbles de 30 y 36 pulgadas, que se utilizarán en la reparación y protección de las uniones de los caños, Morken, HTM y Tube Steel fueron las compañías que presentaron ofertas. En tanto que a la tercera apertura referida a los electrodos E8010 G y E9010 G, la licitación se declaró desierta.

Por último, en la adquisición de tramos de medición y cromatógrafos sólo se presentó un oferente, Emerson, cuya oferta también se halla dentro de los parámetros presupuestarios estimados.

La entrada Se conoció qué empresas presentaron ofertas para suministrar insumos estratégicos para el gasoducto Néstor Kirchner se publicó primero en EconoJournal.

, [#item_author]

energiaestrategica.com, Informacion, Información de Mercado

La VII Semana de la Energía abordará la seguridad energética y las transiciones energéticas justas en Latinoamérica y el Caribe

Las economías regionales se están viendo directamente impactadas por un contexto mundial en el que la seguridad energética pasó a tener una enorme relevancia y en el que los procesos inflacionarios vinculados a la red de suministro energético entraron a formar parte de un abanico de escenarios.

La Semana de la Energía de este año abordará estas importantes y necesarias temáticas, a través de la continuidad de los espacios propositivos que determinan la pauta para el diálogo político estratégico en la región.

De esta manera retomamos con fuerza la modalidad presencial y se continúa fortaleciendo este tipo de canales en el ámbito de discusión del sector energético.

En su VII edición, la Semana de la Energía se llevará a cabo del 12 al 16 de diciembre del 2022 en la ciudad de Panamá. Es organizada por la Organización Latinoamericana de Energía (Olade), la Secretaría de Energía de Panamá y el Banco Interamericano de Desarrollo (BID), con la colaboración de EnergyNet.

La VII Semana de la Energía constituye una plataforma de referencia para impulsar las oportunidades para el sector en medio de las actuales circunstancias geopolíticas.

Se centrará en las siguientes áreas claves:

– Innovación en el sector energético
– Desarrollo energético sostenible: acceso a la energía, eficiencia energética, renovabilidad
– Género y energía
– Seguridad energética
– Integración energética

Adicionalmente se desarrollarán:

– Diálogo inter-agencias
– LVIII Junta de Expertos
– LII Reunión de Ministros con el Diálogo Político Ministerial.

Este encuentro es motivo de orgullo y satisfacción para sus organizadores, ya que cuenta con una gran aceptación en el sector. Los resultados han demostrado que la Semana de la Energía es el principal espacio sectorial de la región reuniendo a gobiernos, empresas, academia y agencias internacionales.

Las últimas ediciones efectuadas en modalidad virtual (2020 y 2021) tuvieron un gran impacto en la comunidad del sector energía. Se contó con 2.121 inscriptos580 asistentes conectados por sesión a través de distintas plataformas, con un total de 5.167 asistentes y la participación de 88 organismos.

En el 2019 en Lima-Perú se desarrolló la IV edición de la Semana de la Energía de manera presencial, la cual congregó a 2173 participantes entre representantes de gobiernos, organismos internacionales, conferencistas, panelistas y miembros de la academia, junto a 56 empresas. Fueron 20 delegaciones oficiales de Países Miembros de Olade las que se dieron cita en la XLIX Reunión de Ministros.

Estos resultados motivan y comprometen cada vez más a realizar este tipo de eventos en beneficio de la región.

La VII Semana de la Energía contará con la presencia de los representantes de los gobiernos de los 27 Países Miembros de Olade, así como la participación de referentes del sector energético.

energiaestrategica.com, Informacion, Información de Mercado

Acelerar las renovables: Cómo es el ambicioso plan que presentó Europa para dejar el gas ruso

La Comisión Europea (CE) presentó ayer el Plan REPowerEU, una respuesta a las dificultades y la interrupción del mercado energético mundial causadas por la invasión rusa a Ucrania.

Desde la entidad sostienen que “hay una doble urgencia para transformar el sistema energético de Europa: acabar con la dependencia de la UE de los combustibles fósiles rusos, que se utilizan como arma económica y política y cuestan a los contribuyentes europeos casi 100.000 millones de euros al año, y abordar la crisis climática”.

“Al actuar como bloque, Europa puede eliminar gradualmente su dependencia de los combustibles fósiles rusos más rápido. El 85% de los europeos cree que la UE debería reducir su dependencia del gas y el petróleo rusos lo antes posible para apoyar a Ucrania”, aseguran desde la CE.

Las medidas del Plan REPowerEU pueden responder a esta ambición, a través del ahorro de energía, diversificación del suministro de energía y despliegue acelerado de energía renovable para reemplazar los combustibles fósiles en los hogares, la industria y la generación de energía.

La Comisión propone aumentar el objetivo principal para 2030 de energías renovables del 40 % al 45 % en el marco del paquete Fit for 55. Establecer esta mayor ambición general creará el marco para otras iniciativas, que incluyen:

Una estrategia solar de la UE dedicada a duplicar la capacidad solar fotovoltaica para 2025 e instalar 600 GW para 2030.

-Una iniciativa de tejados solares con una obligación legal gradual de instalar paneles solares en nuevos edificios públicos y comerciales y nuevos edificios residenciales.

-Duplicación de la tasa de despliegue de bombas de calor y medidas para integrar la energía geotérmica y solar térmica en los sistemas de calefacción comunitarios y de distrito modernizados.

-Una recomendación de la Comisión para hacer frente a la tramitación lenta y compleja de grandes proyectos de energías renovables, y una modificación específica de la Directiva sobre energías renovables para reconocer las energías renovables como un interés público primordial.

Los Estados miembros deben establecer áreas de acceso específicas para las energías renovables con procesos de autorización abreviados y simplificados en áreas con menores riesgos ambientales.

Para ayudar a identificar rápidamente tales áreas de «ir a», la Comisión está poniendo a disposición conjuntos de datos sobre áreas ambientalmente sensibles como parte de su herramienta de mapeo digital para datos geográficos relacionados con la energía, la industria y la infraestructura.

-Establecer un objetivo de 10 millones de toneladas de producción local de hidrógeno renovable y 10 millones de toneladas de importaciones para 2030, para reemplazar el gas natural, el carbón y el petróleo en industrias y sectores de transporte difíciles de descarbonizar.

Para acelerar el mercado del hidrógeno, los colegisladores deberían acordar mayores subobjetivos para sectores específicos.

La Comisión también está publicando dos Actos Delegados sobre la definición y producción de hidrógeno renovable para garantizar que la producción conduzca a la descarbonización neta. Para acelerar los proyectos de hidrógeno, se reserva una financiación adicional de 200 millones de euros para la investigación, y la Comisión se compromete a completar la evaluación de los primeros Proyectos Importantes de Interés Común Europeo para el verano.

-Un Plan de Acción de Biometano establece herramientas que incluyen una nueva asociación industrial de biometano e incentivos financieros para aumentar la producción a 35 bcm para 2030, incluso a través de la Política Agrícola Común.

Reducir el consumo de combustibles fósiles en la industria y el transporte

Reemplazar el carbón, el petróleo y el gas natural en los procesos industriales reducirá las emisiones de gases de efecto invernadero y fortalecerá la seguridad y la competitividad.

El ahorro de energía, la eficiencia, la sustitución de combustibles, la electrificación y una mayor absorción de hidrógeno renovable, biogás y biometano por parte de la industria podrían ahorrar hasta 35 bcm de gas natural para 2030 además de lo previsto en las propuestas Fit for 55.

La Comisión pondrá en marcha contratos de carbono por diferencia para apoyar la adopción de hidrógeno verde por parte de la industria y la financiación específica para REPowerEU en el marco del Fondo de Innovación, utilizando los ingresos del comercio de emisiones para apoyar aún más el abandono de la dependencia rusa de los combustibles fósiles.

La Comisión también está dando orientación sobre las energías renovables y los acuerdos de compra de energía y proporcionará un servicio de asesoramiento técnico con el Banco Europeo de Inversiones.

Para mantener y recuperar el liderazgo tecnológico e industrial en áreas como la solar y el hidrógeno, y para apoyar a la mano de obra, la Comisión propone establecer una Alianza de la Industria Solar de la UE y una asociación de habilidades a gran escala. La Comisión también intensificará el trabajo sobre el suministro de materias primas críticas y preparará una propuesta legislativa.

Para mejorar el ahorro y la eficiencia energética en el sector del transporte y acelerar la transición hacia vehículos de emisión cero, la Comisión presentará un paquete de transporte de mercancías ecológico, con el objetivo de aumentar significativamente la eficiencia energética en el sector, y considerará una iniciativa legislativa para aumentar la proporción de vehículos de cero emisiones en flotas de automóviles públicas y corporativas por encima de cierto tamaño.

La Comunicación sobre el ahorro de energía de la UE también incluye muchas recomendaciones para ciudades, regiones y autoridades nacionales que pueden contribuir de manera efectiva a la sustitución de combustibles fósiles en el sector del transporte.

Ahorrar energía

El ahorro de energía es la forma más rápida y económica de abordar la crisis energética actual y reducir las facturas. La Comisión propone mejorar las medidas de eficiencia energética a largo plazo, incluido un aumento del 9 % al 13 % del objetivo vinculante de eficiencia energética en el marco del paquete «Apto para 55» de la legislación del Pacto Verde Europeo.

Ahorrar energía ahora nos ayudará a prepararnos para los posibles desafíos del próximo invierno. Por lo tanto, la Comisión también ayer una ‘Comunicación de ahorro de energía de la UE’ que detalla los cambios de comportamiento a corto plazo que podrían reducir la demanda de gas y petróleo en un 5% y anima a los Estados miembros a iniciar campañas de comunicación específicas dirigidas a los hogares y la industria.

También se impulsa a los Estados miembros a utilizar medidas fiscales para fomentar el ahorro de energía, como tasas reducidas de IVA en sistemas de calefacción eficientes energéticamente, aislamiento de edificios y electrodomésticos y productos.

La Comisión también establece medidas de contingencia en caso de una interrupción grave del suministro, y emitirá orientación sobre los criterios de priorización para los clientes y facilitará un plan coordinado de reducción de la demanda de la UE.

Inversión inteligente

Cumplir los objetivos de REPowerEU requiere una inversión adicional de 210 000 millones de euros de aquí a 2027. Se trata de un pago inicial a nuestra independencia y seguridad. Reducir las importaciones rusas de combustibles fósiles también puede ahorrarnos casi 100 000 millones de euros al año . Estas inversiones deben ser asumidas por el sector público y privado, ya nivel nacional, transfronterizo y de la UE.

Para apoyar a REPowerEU, ya hay disponibles 225 000 millones de euros en préstamos en el marco del RRF. La Comisión ha adoptado hoy legislación y orientaciones para los Estados miembros sobre cómo modificar y complementar sus PRR en el contexto de REPowerEU.

Además, la Comisión propone aumentar la dotación financiera del RRF con 20 000 millones de euros en subvenciones procedentes de la venta de derechos de emisión del Régimen de Comercio de Derechos de Emisión de la UE que actualmente se encuentran en la Reserva de Estabilidad del Mercado, que se subastarán de forma que no perturbe el mercado. Como tal, el ETS no solo reduce las emisiones y el uso de combustibles fósiles, sino que también recauda los fondos necesarios para lograr la independencia energética.

En el marco del actual MFP, la política de cohesión ya apoyará proyectos de descarbonización y transición ecológica con hasta 100 000 millones de euros invirtiendo en energías renovables, hidrógeno e infraestructura. Se podrían poner a disposición 26 900 millones EUR adicionales de los fondos de cohesión en forma de transferencias voluntarias al RRF.

Otros 7 500 millones de euros de la Política Agrícola Común también están disponibles a través de transferencias voluntarias al RRF. La Comisión duplicará la financiación disponible para la convocatoria a gran escala de 2022 del Fondo de Innovación este otoño hasta unos 3 000 millones EUR.

Las Redes Transeuropeas de Energía (RTE-E) han ayudado a crear una infraestructura de gas de la UE resistente e interconectada. Se necesita una infraestructura de gas adicional limitada, estimada en alrededor de 10 000 millones de euros de inversión, para complementar la Lista de Proyectos de Interés Común (PCI) existente y compensar por completo la pérdida futura de las importaciones de gas ruso.

Las necesidades de sustitución de la próxima década se pueden satisfacer sin bloquear los combustibles fósiles, crear activos varados u obstaculizar nuestras ambiciones climáticas. Acelerar los PCI de electricidad también será fundamental para adaptar la red eléctrica a nuestras necesidades futuras. El Mecanismo Conectar Europa apoyará esto, y la Comisión lanza hoy una nueva convocatoria de propuestas con un presupuesto de 800 millones de euros., con otro a seguir a principios de 2023.

Fondo

El 8 de marzo de 2022, la Comisión propuso el esbozo de un plan para lograr que Europa sea independiente de los combustibles fósiles rusos mucho antes de 2030, a la luz de la invasión rusa de Ucrania.

En el Consejo Europeo de los días 24 y 25 de marzo, los líderes de la UE acordaron este objetivo y pidieron a la Comisión que presente el Plan REPowerEU detallado que se ha adoptado hoy. Las recientes interrupciones del suministro de gas a Bulgaria y Polonia demuestran la urgencia de abordar la falta de fiabilidad del suministro energético ruso.

La Comisión ha adoptado 5 paquetes de sanciones de gran alcance y sin precedentes en respuesta a los actos de agresión de Rusia contra la integridad territorial de Ucrania y las crecientes atrocidades contra los civiles y las ciudades ucranianas. Las importaciones de carbón ya están cubiertas por el régimen de sanciones y la Comisión ha presentado propuestas para eliminar el petróleo antes de fin de año, que ahora están siendo discutidas por los Estados miembros.

El Pacto Verde Europeo es el plan de crecimiento a largo plazo de la UE para hacer que Europa sea climáticamente neutra para 2050. Este objetivo está consagrado en la Ley Climática Europea, así como el compromiso jurídicamente vinculante de reducir las emisiones netas de gases de efecto invernadero en al menos un 55 % para 2030, en comparación con los niveles de 1990.

La Comisión presentó su paquete de legislación «Apto para 55» en julio de 2021 para implementar estos objetivos; estas propuestas ya reducirían nuestro consumo de gas en un 30 % para 2030, y más de un tercio de dicho ahorro provendría del cumplimiento del objetivo de eficiencia energética de la UE.

El 25 de enero de 2021, el Consejo Europeo invitó a la Comisión y al Alto Representante a preparar una nueva Estrategia Energética Exterior.

La Estrategia vincula la seguridad energética con la transición global a la energía limpia a través de la política y la diplomacia energética externa, respondiendo a la crisis energética creada por la invasión rusa de Ucrania y la amenaza existencial del cambio climático.

La UE seguirá apoyando la seguridad energética y la transición ecológica de Ucrania, Moldavia y los países socios de su vecindad inmediata. La Estrategia reconoce que la invasión de Ucrania por parte de Rusia tiene un impacto global en los mercados energéticos, afectando en particular a los países socios en desarrollo. La UE seguirá proporcionando apoyo para una energía segura, sostenible y asequible en todo el mundo.

Informacion, Información de Mercado, runrunenergetico.com

Trabajadores del gas licuado recibirán aumento del 52,82% más un bono de $25.000 hasta octubre

Así lo acordó la Federación de Petroleros con las cámaras empresarias del sector. La Federación Argentina Sindical del Petróleo, Gas y Biocombustibles (FASiPeGyBio) acordó nuevos incrementos salariales para los trabajadores de empresas de gas licuado de petróleo a aplicarse hasta octubre de este año. Los paritarios de la organización concretaron el cierre de la paritaria 2021-2022 y a la firma de un acuerdo semestral por la paritaria 2022-2023 de la Rama Gas Licuado (CCT 592/10), en el marco de las negociaciones colectivas con las cámaras empresarias CADIGAS, CAFRAGAS y CEGLA. Por la paritaria 2021-2022, se fijó un incremento salarial del […]

La entrada Trabajadores del gas licuado recibirán aumento del 52,82% más un bono de $25.000 hasta octubre se publicó primero en RunRún energético.

Informacion, Información de Mercado, runrunenergetico.com

Los gigantes del petróleo y el gas, todavía lejos de sus objetivos climáticos

Las grandes compañías petroleras y de gas aún están lejos de reducir las emisiones de gases de efecto invernadero derivadas del uso de los productos que venden, según las últimas cifras analizadas por AFP. Los últimos datos sobre 2021 muestran que los grandes grupos, en su conjunto, han conseguido reducir dos categorías de emisiones: las vinculadas directamente a su actividad como, por ejemplo, de las máquinas usadas para la extracción (una categoría llamada “alcance 1” o “scope 1), y aquellas vinculadas a la energía que consumen (“alcance 2”). El francés Total Energies redujo este tipo de emisiones de 46 millones […]

La entrada Los gigantes del petróleo y el gas, todavía lejos de sus objetivos climáticos se publicó primero en RunRún energético.

Informacion, Información de Mercado, runrunenergetico.com

Lithium Chile consiguió el financiamiento para empezar a perforar y obtener litio en el Salar de Arizaro

Así lo anunció la compañía que continuará con la fase 2 en su propiedad Arizaro en la provincia salteña. Planea comenzar a perforar en el corto plazo. La oferta de Colocación privada que se impuso fue con la empresa Chengxin Lithium Group por 27.900.000 agregados al capital de trabajo existente de la Compañía de aproximadamente $15.000.000, que le darán una cantidad nunca antes vista de $43.000.000 en efectivo.   La Compañía se encuentra en una sólida posición financiera para acelerar los proyectos de exploración existentes y la flexibilidad financiera para buscar otras oportunidades. Lithium Chile además también está ampliando el […]

La entrada Lithium Chile consiguió el financiamiento para empezar a perforar y obtener litio en el Salar de Arizaro se publicó primero en RunRún energético.

Informacion, Información de Mercado, runrunenergetico.com

En Buenos Aires, formarán a trabajadores para el offshore petrolero

En Mar del Plata, sellaron un acuerdo del IAPG con la Secretaría de Energía y la CGT para generar programas de capacitación en el área de los hidrocarburos. Un programa de capacitación en temas de hidrocarburos y producción offshore es el eje central de un convenio firmado en Mar del Plata entre la Secretaría de Energía de la Nación, la Confederación General del Trabajo (CGT) y el Instituto Argentino del Petróleo y Gas (IAGP). El compromiso de formación para los trabajadores es en el contexto de la exploración en áreas costa afuera a la altura de la provincia de Buenos […]

La entrada En Buenos Aires, formarán a trabajadores para el offshore petrolero se publicó primero en RunRún energético.

Informacion, Información de Mercado, runrunenergetico.com

El buque regasificador de Excelerate Energy llegó a Bahía Blanca

Amarró en el sur de la provincia de Buenos Aires: recibirá gas importado y lo inyectará a la red durante el invierno El buque regasificador de la empresa estadounidense Excelerate Energy llegó al puerto de Bahía Blanca, donde amarrará durante los próximos tres meses para inyectar gas natural a la red y atender el pico de demanda invernal, informaron fuentes oficiales. Se trata del buque Exemplar que ingresó el domingo a aguas nacionales y ya está amarrado en el puerto bahiense, esperando carga para poder comenzar la operatoria de regasificación, tarea con la que se sumará al buque de la […]

La entrada El buque regasificador de Excelerate Energy llegó a Bahía Blanca se publicó primero en RunRún energético.

Informacion, Información de Mercado, runrunenergetico.com

Basualdo disertó sobre transición energética en un evento del Institute of the Americas

El Subsecretario de Energía Eléctrica, Federico Basualdo, participó del evento “Mesa Redonda sobre Energía”, que organizaron el Institute of the Americas junto al CEARE en el Alvear Palace Hotel. Allí, el Subsecretario disertó en la jornada sobre Transición Energética, encabezando el panel “Creando las condiciones necesarias para una transición energética sostenida”, junto a la Secretaria de Provincias del Ministerio del Interior, Silvina Batakis. Durante su alocución, Basualdo afirmó que “Argentina tiene un crecimiento exponencial en energías renovables y una potencialidad excepcional en solar y eólica”, y agregó que “además de la repotenciación proyectada de las centrales hidroeléctricas, que aportan potencia […]

La entrada Basualdo disertó sobre transición energética en un evento del Institute of the Americas se publicó primero en RunRún energético.

Informacion, Información de Mercado, runrunenergetico.com

Astudillo y Walberto Allende se reunieron con el ministro de Ambiente de Nación

El objetivo del encuentro fue el de acordar una agenda común de trabajo entre San Juan y el Ejecutivo nacional que permita el cuidado de los recursos naturales con el correcto desarrollo de la actividad minera. Astudillo y Walberto Allende se reunieron con el ministro de Ambiente de Nación El ministro de Minería fue recibido por el ministro de Ambiente y Desarrollo Sostenible de la Nación, Juan Cabandié, con el fin de avanzar en una agenda de trabajo conjunto. Del encuentro también participó el diputado nacional Walberto Allende. El titular de la cartera minera fue recibido en la Ciudad de […]

La entrada Astudillo y Walberto Allende se reunieron con el ministro de Ambiente de Nación se publicó primero en RunRún energético.

Informacion, Información de Mercado, runrunenergetico.com

Luego de 30 años, Ambiente actualizó las multas a empresas contaminantes

Fue a través del decreto 241/22, firmado por el presidente de la Nación, Alberto Fernández; el jefe de Gabinete, Juan Manzur y el ministro de la cartera ambiental, Juan Cabandié. El Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible impulsó la actualización de los montos que se imponen a los establecimientos que contaminan cursos de agua o provocan perjuicios a las instalaciones cloacales. Mediante esta modificación en la normativa, se crea la unidad fija (UF) como medida para la determinación de las infracciones que se cometan en violación de la Ley 13577, cuyo valor será equivalente al de la unidad retributiva al […]

La entrada Luego de 30 años, Ambiente actualizó las multas a empresas contaminantes se publicó primero en RunRún energético.

Informacion, Información de Mercado, runrunenergetico.com

Total Energies y Ørsted se asocian para participar en licitaciones holandesas de energía eólica marina

TotalEnergies y Ørsted se han unido para presentar ofertas conjuntas para las dos licitaciones holandesas de energía eólica marina “Holland Coast West” con el objetivo de lograr un impacto positivo neto en la biodiversidad y el sistema energético holandés. Los parques eólicos de Holland Coast West están ubicados aproximadamente a 53 km de la costa holandesa y tienen una capacidad combinada de casi 1,5 gigavatios (GW). Como líderes mundiales en energía renovable y energía eólica marina, Ørsted y Total Energies combinarán sus puntos fuertes en estas licitaciones con el fin de contribuir al objetivo de los Países Bajos de desarrollar […]

La entrada Total Energies y Ørsted se asocian para participar en licitaciones holandesas de energía eólica marina se publicó primero en RunRún energético.

Informacion, Información de Mercado, runrunenergetico.com

Vaticinan que la Cuenca del Permian llegara a un récord de producción en junio

La producción de petróleo en ese mes llegará a los 5.220 MMBPD es decir 90.000 barriles por día más que la producción actual de 5.130 bpd llegando a un total de 8.760 MMBPD en  la producción de los yacimientos no convencionales en Estados Unidos. En total, en las principales cuencas de petróleo de lutitas de Estados Unidos aumentará la producción en 142.000 bpd. En Bakken, Dakota del Norte y Montana, se pronostica que la producción subirá 18,000 bpd a 1.190 MMBPD, arrojando el mayor volumen desde diciembre de 2020. En Eagle Ford, al sur de Texas, la producción aumentará 30.000 […]

La entrada Vaticinan que la Cuenca del Permian llegara a un récord de producción en junio se publicó primero en RunRún energético.

energiaestrategica.com, Informacion, Información de Mercado

Uruguay lanza un nuevo fondo para fomentar energías renovables

Este nuevo fondo nace tras más de un año desde que Uruguay fuera seleccionado por la Organización de las Naciones Unidas (ONUDI) como uno de los cuatro países del mundo que recibiría diez millones de dólares no reembolsables a modo de financiamiento por parte del Fondo Conjunto de Naciones Unidas para cumplir con los Objetivos de Desarrollo Sostenible (ODS). 

De este modo, el país avanza hacia una segunda transformación energética y la posible reactivación de contratos renovables, además que se afianza el compromiso de cumplir con las metas de descarbonización mediante la contribución de un programa de financiamiento “innovador”.

“Este fondo es único. El mundo mira a Uruguay y a esta experiencia. Es un proyecto que va a servir de ejemplo para todos. Es una nueva forma de hacer negocios», sostuvo Pablo Ruiz Hiebra, Coordinador de la ONU en Uruguay, durante el lanzamiento de RIEF. 

Mientras que Omar Paganini, Ministro de Industria, Energía y Minería del país, manifestó que “el mundo avanza hacia la generación de infraestructura, tecnología e innovación para la transición energética”. 

“Esperamos que esto traiga beneficios ambientales, económicos, pero también generación de empleo. Todo esto está tomado en cuenta en este instrumento», agregó. 

Justamente uno de los puntales del apoyo económico de la ONUDI se basaba en la búsqueda de desarrollos de movilidad sustentable e innovación tecnológica, tales como hidrógeno verde y almacenamiento, o la propia generación de medidas y ayudas para desarrollar aún más las renovables en el país, en el marco de la Agenda 2030. 

E incluso, desde abril del 2021, el Director Nacional de Energía del MIEM, Fitzgerald Cantero Piali, le confesó a Energía Estratégica que se esperaba que los fondos sirvan para que el sector privado que se embarque en este tipo de proyectos, pueda acceder al sistema financiero con tasa cero o con créditos muy blandos. 

Y cabe recordar que hace menos de dos meses, el gobierno uruguayo lanzó el Fondo Sectorial de Hidrógeno Verde, con el que fomentará los primeros emprendimientos para la construcción, producción y uso del H2V y sus derivados a partir de proyectos de una escala mínima de 1,5 MW de capacidad nominal del electrolizador. 

Dicho programa incluirá un apoyo monetario de hasta USD 10.000.000 no reembolsables que será adjudicado y distribuido en un plazo no superior a diez años, en partidas anuales e iguales, desde el inicio de la operación de la planta. En tanto que el pago estará asociado al cumplimiento de hitos.

energiaestrategica.com, Informacion, Información de Mercado

Greenyellow pone el acento para fotovoltaica y eficiencia en centros comerciales en Colombia

En los últimos años, inversionistas, desarrolladores y operadores de centros comerciales han mostrado un creciente interés por medir su consumo de energía, optimizarlo y hacerlo más eficiente, no sólo para generar ahorros económicos, sino también porque en el ámbito ambiental el tema cobra más relevancia por lo que la compañía francesa Greenyellow ha sido el gran aliado para sus proyectos de eficiencia energética y energía solar.

Implementando medidas que reducen la huella medioambiental como, por ejemplo, la potenciación de la luz natural y los espacios verdes, el uso de energías renovables y la iluminación eficiente. Han apuntado que sea su nuevo compromiso. 

A la fecha, Greenyellow Colombia ha construido 15.622 paneles en los 14 proyectos en centros comerciales en departamentos como Cundinamarca, Sucre, Antioquia, Meta, Atlántico, Boyacá y la Guajira y su equivalencia en arboles sembrados es de 22.219.

Primera planta de energía solar para autoconsumo en Sopó

Contribuyendo a la mitigación del cambio climático y al 25% reducción del costo anual de energía en el centro comercial Premium Outlet Arauco Sopó se dio a funcionamiento su planta de energía solar instalada sobre suelo con una Capacidad instalada de 55.8 kWp en un área de casi 500 m2. Para Parque Arauco este proyecto es uno de los más importante por ser el primero en los activos de la división en Colombia.

Ecosistema de ahorro sostenible en un Centro Comercial 

Los centros comerciales tienen un potencial de acciones sostenibles, debido a que su operación es prolongada en el tiempo y que a su vez le permite reducir sus gastos energéticos.  

Un ejemplo de la construcción de este ecosistema es el Centro Comercial Panorama en Barranquilla que, durante los últimos tres años, ha intervenido algunos de sus sistemas para ofrecer un mejor confort a sus visitantes y con ellos reducir su gasto energético y con ello reducir sus emisiones de CO2.  

Estas acciones han involucrado la implementación de fuentes limpias de energía con proyectos fotovoltaicos e intervención de sus sistemas de aire acondicionado, que le han permitidos al centro comercial prevenir la emisión de 953,3 toneladas de CO2 al año, equivalente 1,6 hectáreas de árboles plantados necesarios para la absorción de dicho gas. 

En el 2019, el centro comercial implemento sobre su cubierta, a través de su supermercado ancla, una planta solar con una capacidad instalada de 518,3 kWp y actualmente genera 706 MWh/año y cubre el 30% del consumo del supermercado.  

Esta estrategia que se complementó a finales del 2021, con la construcción del carport solar más grande, instalado hasta la fecha, sobre el parqueadero de un centro comercial, con una capacidad instalada de 256,62 kWp.  

Para esta hazaña, se instalaron 546 paneles solares sobre una estructura, que hoy ocupa 1226 m2 del parqueadero del centro comercial y hoy brinda sombra y protege a los vehículos de los visitantes sobre las inclemencias del sol caribe, y aún mejor, es aprovechado para la generación de 415,43 MWh/año de energía limpia, la cual está siendo inyectada a las instalaciones de Panorama, cubriendo más del 39% del consumo energético del establecimiento.  

“Con estas estrategias el Centro Comercial Panorama ha logrado convertirse en uno de los abanderados en la optimización de su recurso energético, que se traduce en la reducción de sus emisiones de CO2, insertándose en los acuerdos de París o el Protocolo de Montreal que buscan reducir las emisiones de este gas en la lucha contra el cambio climático” concluyó Rafael Pareja director Fotovoltaico de GreenYellow.  

energiaestrategica.com, Informacion, Información de Mercado

La próxima semana presentarán al Gobierno una hoja de ruta del hidrógeno en México

La Asociación Mexicana de Hidrógeno presentará una hoja de ruta del H2 en el Congreso durante el transcurso de la semana que viene, en la que se analizarán las barreras de entrada para la implementación de producción de dicho vector energético, retos y oportunidades para México. 

Israel Hurtado, presidente de la entidad que nuclea a 45 empresas del sector energético del país, confirmó en un evento internacional sobre hidrógeno que ya está todo encaminado para llevar la propuesta al Poder Legislativo, pocas semanas después de la fecha que había mencionado anteriormente en una entrevista exclusiva con Energía Estratégica. 

En aquel entonces, había dicho que para alcanzar este documento se trabajaba con una consultora internacional, con tal de detonar la industria del H2V en México, de manera organizada y eficiente.

Y según pudo averiguar este portal de noticias, dentro de los hallazgos más importantes de la hoja de ruta se destaca una posible demanda de, al menos, 2,700 kilotoneladas para el 2050, lo que apalancaría las ventajas competitivas del país en materia de exportación. 

Mientras que para satisfacer dicha demanda estimada, se requeriría la instalación de 80 GW de capacidad renovable y 51 GW de electrólisis, equivalente a una inversión total de 60 mil millones de dólares entre 2025 y 2050.

De este modo, la industria de hidrógeno verde podría reducir más de 50 millones de toneladas de gases de efecto invernadero al 2050, “que representa una reducción del 14% comparado con el año base 2019”, según detallaron las fuentes cercanas a Energía Estratégica. 

Y cabe recordar que en México existen alrededor de 200 centrales renovables en operación a gran escala – más de 14 GW instalados -, por lo que se espera que en el corto plazo se puedan producir dicho vector energético. 

Aunque, para ello, desde la Asociación Mexicana de Hidrógeno ya manifestaron que uno de los principales temas a resolver es la necesidad de trabajar en Normas Oficiales Mexicanas (NOM) o regulaciones correspondientes, dado que podrían ser una barrera de entrada en el comienzo y también a considerar para el futuro. 

Por lo que, Israel Hurtado insistió en la importancia de generar diálogo con los principales actores del sector, tanto aquellos consumidores del hidrógeno como productores, y los invitó a dialogar y que conozcan “lo que se debe hacer en materia de H2V, de descarbonización, de los Objetivos de Desarrollo Sostenible y del camino net-zero”. 

energiaestrategica.com, Informacion, Información de Mercado

Puerto Rico: Exigir rango de precios atentaría contra la construcción de nuevos proyectos renovables

La Junta de Control Fiscal establece unos rangos de precios para proyectos de energías renovables que irían en detrimento de nuevas inversiones en el sector. 

La medida se remonta tiempo atrás y se han ido actualizando los valores en base al Plan Fiscal de la Autoridad de Energía Eléctrica (AEE/PREPA) sin contemplar crisis globales, cambios macroeconómicos locales, así como la deuda que aún mantiene la empresa estatal y que dificultan sujetar el LCOE de proyectos con distintas características a cifras prestablecidas dentro de un año fiscal.

Desde la perspectiva de desarrolladores y generadores renovables se les debe permitir trasladar a sus proyectos esos “riesgos” que se atraviesan en el escenario actual y que terminarán por generar precios distintos y, en general más altos -dependiendo la tecnología, escala, ubicación, etc- que aquellos propuestos en el rango entre USD 80 y USD 105 MWh.

Desde la Asociación de Productores de Energía Renovable de Puerto Rico (APER) advierten que en 2021 “por primera vez en más de dos décadas, el costo de los proyectos solares instalados y, por lo tanto, de la energía solar, es más alto que el año anterior y se espera que dichos costos aumenten en el futuro”.

Aquello no es especulación, sino todo lo contrario y se lo advierte para evitar aquellas prácticas en específico dentro de las convocatorias a Solicitud de propuestas (RFP) que están en marcha, argumentando la necesidad de no fijar rangos de precios porque los preestablecidos imposibilitarían la construcción de los proyectos considerando, por ejemplo, las alzas en toda la cadena de suministro.  

En específico, aseguran que el índice de precios al productor de la Oficina de Estadísticas Laborales de EE. UU. (WPU10) demuestra un aumento general en los precios de las materias primas del 53% para metales y productos metálicos, y los costos de todos los materiales necesarios para la fabricación de paneles solares también han aumentado dramáticamente.

Los impulsores más significativos son un aumento de más del 300 % en el costo del polisilicio y un aumento de más del 60 % en el costo del cobre y el aluminio que afectan directamente el costo de los paneles solares, racks, inversores, interruptores e infraestructura de interconexión.

Los costos de envío globales también aumentaron aproximadamente 6 veces, lo que resultó en un aumento de $ 0,005 por Wp a $ 0,03 por Wp.

Por ello, desde la APER indicaron en su carta a la AEE que: “Estos aumentos de costos son bien conocidos y están impactando los mercados de energía renovable en todo el mundo y particularmente en Puerto Rico. Estos aumentos de costos son una realidad del mercado actual, fuera del control de los proponentes, la AEE, el NEPR, la JSAF o el gobierno de Puerto Rico”.

Por carta empresarios cuestionaron a las autoridades tope de USD 105 para renovables en Puerto Rico

energiaestrategica.com, Informacion, Información de Mercado

Basualdo: “Argentina tiene un crecimiento exponencial en renovables y una potencialidad excepcional en solar y eólica”

Federico Basualdo, subsecretario de Energía Eléctrica de la Nación participó del evento “Mesa Redonda sobre Energía”, organizado por el Institute of the Americas junto al Centro de Estudios de la Actividad Regulatoria Energética (CEARE) en el Alvear Palace Hotel.

Allí, el subsecretario disertó en la jornada sobre Transición Energética, encabezando el panel “Creando las condiciones necesarias para una transición energética sostenida”, junto a la secretaria de Provincias del Ministerio del Interior, Silvina Batakis.

Y durante su alocución, Basualdo afirmó que “Argentina tiene un crecimiento exponencial en energías renovables y una potencialidad excepcional en solar y eólica”.

«Además de la repotenciación proyectada de las centrales hidroeléctricas, que aportan potencia y energía limpia al Sistema, en el corto plazo estamos impulsando los mercados eléctricos regionales para la incorporación de energías renovables en cada región del país. Así vamos a aprovechar la capacidad remanente de transporte, y reemplazar generación diésel costosa y contaminante por generación limpia y competitiva», agregó.

Por último, el subsecretario resaltó “estamos reactivando y finalizando obras para ampliar la capacidad de transporte en 500 kV, limitada por la falta de inversiones de la gestión anterior».

«Además, vamos a licitar el Plan Federal 3, con una inversión de 1.200 millones de dólares, y el Plan AMBA I, para reforzar el anillo energético del Área Metropolitana de Buenos Aires con una inversión de 1.000 millones de dólares”, concluyó el subsecretario de Energía Eléctrica de la Nación.

energiaestrategica.com, Informacion, Información de Mercado

Acolgen solicita que la próxima gestión de Colombia impulse la Ley de Consultas Previas

Este 29 de mayo, los colombianos y colombianas se dirigirán a las urnas para elegir al próximo presidente de la República.

La asociación de generadores, Acolgen, ha conversado con el equipo de Energía de los tres principales candidatos a la presidencia: Sergio Fajardo, del Centro Esperanza; Gustavo Petro, candidato del Pacto Histórico; y Federico Gutiérrez, referente del Equipo por Colombia.

“Las tres tienen muchos puntos en común, están buscando seguir el camino de ampliar la penetración de nuevas energías a la matriz, lo cual nosotros vemos con tranquilidad, aunque siempre hemos dicho que tiene que haber un equilibrio entre la entrada de estas nuevas energías y la confiabilidad de los precios”, expresó Natalia Gutiérrez, Presidente de Acolgen.

Durante una entrevista brindada al medio La República, la dirigente hizo referencia a uno de los temas del momento: La promoción de una Ley de Consultas Previas.

“No tener una normativa ha sido una gran dificultad para poder tener clara las reglas de juego y, definitivamente, se están atrasando los proyectos. Se están atrasando las líneas y este es uno de los llamados que le estamos haciendo al nuevo Gobierno: Por favor, saquen adelante la Ley de Consulta Previa. No podemos seguir sólo con los fallos de la Corte Constitucional”, sostuvo.

Y aseveró: “Las reglas claras son importantes para todos: Para las comunidades y para las empresas, que puedan asumir compromisos y tiempos. Vemos que esto genera mucha incertidumbre para la realización de nuevos proyectos”.

Gutiérrez explicó que desde la Autoridad Nacional de Licencias Ambientales (ANLA) han mejorado mucho en la expedición de certificaciones ambientales, pero que el cuello de botella sigue siendo la posibilidad de acuerdos entre empresas y comunidades por el uso de los terrenos.

“Lo que permite la Ley de Consultas Previas es generar beneficios de ambos lados, ponerle tiempos y montos a estos compromisos y resolver situaciones que a veces se presentan desafortunadamente en las regiones y es que las mismas comunidades son secuestradas por agitadores profesionales, que se dedican a volver un negocio las consultas y eso no nos puede pasar”, advirtió.

En esa línea, la ejecutiva de la entidad de generadores expresó: “De La Guajira esperamos que entren 3.000 MW de nueva energía eólica y solar”.

Recordó que en la subasta del 2019 se adjudicaron más de 1.000 MW eólicos en esa región, pero por no poder avanzar en consultas previas podría suceder que los proyectos se pongan en marcha pero que no tengan la infraestructura de despacho.

La Colectora, que es la línea que despachará la energía de 550 MW de esos emprendimientos eólicos, tiene que tener el visto bueno de más de 200 comunidades indígenas. Según Gutiérrez, lo ha alcanzado con el 60%, pero aún resta un 40%.

Para la directiva, una Ley provocaría un proceso virtuoso. “Las inversiones en este sector generan unos encadenamientos productivos fundamentales en las regiones, motivando toda una economía alrededor de estos proyectos que, si no logramos consolidarlos, no solo vamos a tener problemas de entregar energía sino con la tarea pendiente de hacer proyectos de infraestructura”, observó.

Eólica marina e hidrógeno

Por otra parte, la Presidente de Acolgen expresó que el lanzamiento de la hoja de ruta eólica marina y la del hidrógeno “son señales muy importantes de políticas públicas para que se puedan desarrollar proyectos pilotos y se prueben estas tecnologías”.

Observó que aun el precio de los emprendimientos para generar energía “son todavía bastante costosas”, pero que los pilotos y la depreciación de las tecnologías “en el largo plazo generarán complementariedad eficiente en nuestra matriz”.

“Con los proyectos piloto podremos aprender estas mejores prácticas para luego tener un despliegue masivo de estas tecnologías en la red”, confió Gutiérrez.

energiaestrategica.com, Informacion, Información de Mercado

Uruguay premia el uso de calentadores solares y paneles fotovoltaicos para autoconsumo

Uruguay continúa en el camino de la transición energética y sigue fomentando iniciativas para descarbonizar aún más la matriz y consumir menos energía proveniente de fuentes contaminantes.

Es por ello que el Ministerio de Industria, Energía y Minería (MIEM) de Uruguay lanzó una nueva convocatoria de Certificados de Eficiencia Energética (CEE) para reconocer a aquellos usuarios que hayan implementado soluciones de eficiencia energética en el último tiempo. 

De este modo, se busca dar un reconocimiento económico entre 7% y 30% de la inversión realizada, en función de los ahorros de energía en la vida útil de las medidas utilizadas. 

Las postulaciones valdrán para aquellas esquemas y equipos puestos en práctica de manera exitosa de todos los sectores de la actividad productiva y del segmento residencial, entre las que se encuentra la instalación de paneles solares térmicos y módulos fotovoltaicos para autoconsumo, entre otras. 

Esta medida del gobierno uruguayo se enmarca dentro de la Ley N° 18597, (ley de uso eficiente de la energía), promulgada en 2009 y del Plan Nacional de Eficiencia Energética 2015 – 2024, que tiene por objetivo alcanzar una meta de energía evitada de 1690 kilotoneladas de petróleo (ktep). 

Y dentro de esa estrategia, se prevé que tener instalados, al final de período considerado, “algo más de 150000 m2 de colectores solares térmicos”, más de la mitad de ellos en el Sector Residencial, representando cerca de 50000 instalaciones familiares.

Los interesados a acceder a los Certificados de Eficiencia Energética, podrán postularse de dos formas: para medidas estandarizadas y otra para medidas no estandarizadas, siempre y cuando que, al momento de la postulación los equipos tengan mínimo un año de uso y máximo dos.

En la medida estandarizada corresponde a los ahorros de energía acotados – hasta 100 toneladas de petróleo en la vida útil -, pre-calculados y certificados por el MIEM. Y a modo de referencia, 100 tep de ahorros de energía equivalen a 90 paneles solares térmicos y 35 kW de paneles fotovoltaicos, por ejemplo. 

Mientras que la postulación de medidas no estandarizadas se trata del mecanismo habitual de aplicación a la herramienta, y para todos los casos cuyos ahorros de energía superen las 100 tep. y que hayan comenzado a operar entre el 01/07/2020 y el 30/06/2021. 

Para postularse se deberán certificar los ahorros de energía generados con un Agente Certificador de Ahorros de Energía registrado en el MIEM, y cumplir con los demás requisitos exigidos en la convocatoria. En tanto que la fecha límite para presentarse es hasta el 22/07/2022.

energiaestrategica.com, Informacion, Información de Mercado

Galicia elabora una agenda energética para desarrollar polo de energías renovables

Galicia es la segunda región española con más generación eléctrica renovable del país con un 74% del total, detrás de Castilla y León. 

La Directora General de Planificación Energética y Recursos Naturales de la comunidad, Paula Uría, comenta que se está elaborando una agenda energética, con vistas al 2050. «Fue presentada recientemente al comité de energía”, comenta la funcionaria.

“Queremos posicionarnos como un polo energético innovador dirigido a la eólica marina y almacenamiento energético. Creemos que tenemos el potencial y la capacidad para consolidarnos como una zona puntera en este sector.”, asegura Uría.

En este sentido destaca a la energía eólica como uno de los puntos de la comunidad autónoma: “El viento es el petróleo de Galicia”.

En las aguas entre Cedeira y Cariño, a 30 KM de A Coruña, la empresa BlueFloat construirá un parque eólico flotante con 80 generadores que alcanzará una potencia de 1,2 GW.

Durante el 2021 la comunidad gallega instaló cerca de 70 MW de potencia en proyectos eólicos, llegando a un total de 3,8 GW. Esto la ubica en el cuarto lugar de toda España.

Asimismo la directiva señala que desde la administración de Galicia trabajan para la integración de energías renovables no eléctricas: “Tenemos recursos estupendos en biomasa para la generación de energía térmica”.

Para fomentar proyectos que utilizan esta tecnología, se abrieron convocatorias para compañías que utilicen energías como la biomasa, aerotermia, geotermia, hidrotermia o termosolar. Estas ayudas tendrán un presupuesto de 6,1 millones de euros provenientes del Plan de Recuperación Transformación y Resiliencia.

En esta línea Uría destaca el apoyo del Gobierno de Galicia en el impulso de emprendimientos de gases renovables, destacando al hidrógeno verde como el principal vector energético del futuro.

“También estamos trabajando en proyectos de energía circular con la generación de biometano y la descarbonización de las redes de gas, a través de procesos de valorización de residuos para la biometanización”, remarca la funcionaria.

La Directora General de Planificación Energética recalca que es necesario “pisar el acelerador” para que no se pierdan las oportunidades en materia de renovables.

Críticas al PERTE

Por otro lado, Paula Uría menciona que hay muchos Planes del programa Proyectos Estratégicos para la Recuperación y Transformación Económica (PERTE), pero no aún no tienen un impacto en el sector.

“Realmente no llega la ayuda todavía a las empresas para esos proyectos que los promotores quieren desarrollar. Falta regulación, seguridad para poder invertir y que se ponga encima de la mesa esa palanca de fondos europeos”, indica la funcionaria.

También advierte que “es necesario un marco regulatorio estable que de competitividad a las empresas. Esperamos que el Gobierno dé pasos para estabilizar la regulación en materia energética”.

Asimismo subraya que los fondos europeos Next Generation son una oportunidad importante y que deben servir como una palanca para consolidar proyectos industriales

 

 

energiaestrategica.com, Informacion, Información de Mercado

Empresas piden por la subasta de la energía eólica marina de España

En inicios del 2023 tendrá lugar la primera subasta que impulse el desarrollo de la eólica marina según el Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico.

Para referentes de los diferentes sectores que eligen esta tecnología para alcanzar el 42% de energías renovables hacia 2030 que exige el Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC). 

Aunque sostienen que la transición debe ser ordenada y a largo plazo, la soberanía energética y el avance en el mercado internacional de otros países preocupa a los inversionistas españoles. 

“Francia, Escocia, Alemania y Portugal ya están por la segunda subasta y nosotros estamos por los papeles”, sostuvo Beatriz Mato, Directora de Desarrollo Corporativo y Sostenibilidad de Greenalia, durante la Mesa redonda de Energías Renovables, organizada por El Español: La Galicia que viene.

Asimismo destacó que, particularmente aquí, se cuenta con el conocimiento, los puertos, la comunidad con más kilómetros de costa y el empuje de los promotores, y se pregunta: ¿por qué esperar si hay necesidad de acelerar al máximo?

Fue durante el evento del periódico que los integrantes de las compañías de renovables coincidieron en que el potencial que tiene esta región para aportar a la cadena de suministro de la eólica marina mantendría al país como líder en el mundo. 

“Desde el primer tornillo hasta el último lo podríamos hacer en España, incluso en Galicia”, afirmó Mato. 

Greenalia, Cobra, Ocean Winds, Blue Float, Iberdrola, Naturgy, Repsol, incluso referentes del panorama internacional como Equinor u Orsted, quieren instalar eólica marina en las costas españolas. 

Por su parte, Javier Monfort, Country manager de BlueFloat Energy en España se pregunta si llegarán a tiempo y revela un cierto temor de que, por impulsar la cadena de valor para el abastecimiento nacional, se pierdan de otros mercados. 

“En paralelo al marco normativo y el desarrollo de los parques comerciales, no sería una mala opción tener un marco para un proyecto de mostrador y estar listos a la proyección internacional”, agrega Monfort.

Como prueba de que existe demanda, muchos exponen la necesidad de reemplazar la capacidad fósil en los sectores industriales. 

De acuerdo a las empresas, los proyectos eólicos marinos cumplirán un papel fundamental en este sentido porque permitirá el acceso a aguas profundas para obtener una energía más predecible y con un perfil de generación que se adecúa a la exigencia industrial gracias a su carga base. 

 

energiaynegocios.com.ar, Informacion, Información de Mercado

Entró en funcionamiento la Unidad Generadora 2 de la hidroeléctrica Yacyretá

De acuerdo con el cronograma de mantenimiento programado en la Hidroeléctrica Yacyretá, entró en funcionamiento la Unidad Generadora n° 2 de la Central el martes 17 de mayo, informó la EBY.

Entre los meses de marzo, abril y mayo se ha realizado el mantenimiento programado de la U02, el cual fue efectuado por profesionales pertenecientes al Departamento Técnico de la Central Hidroeléctrica Yacyretá.

Las tareas consistieron en el mantenimiento sobre todo el tren de potencia de la unidad, en particular sobre su transformador principal, el sistema Kaplan de movimiento de alabes en el Cubo del Rodete, el sistema de excitación, el generador de la unidad, la playa de maniobras de 500 kV aislada en Hexafluoruro de Azufre ( SF6) y otros sistemas de la turbina que requieren mantenimiento, como el sello del eje, el mecanismo de movimientos de paletas del distribuidor, motores CC/CA, y tableros de unidad.

Además de lo mencionado, se realizaron inspecciones de las zapatas del cojinete de empuje, los pernos de conexión y los brazos oscilantes, se detalló.

Se destacó que las tareas realizadas cumplen el mantenimiento programado (MAPRO) de cada unidad que tiene como objetivo principal agregar valor para mantener las prestaciones originales después de 29 años de servicio permanente a los sistemas eléctricos argentino y paraguayo.

energiaynegocios.com.ar, Informacion, Información de Mercado

Acuerdo Energía-IAPG-CGT para capacitación laboral en producción offshore

Se firmó en la ciudad de Mar del Plata un acuerdo marco entre la Secretaría de Energía, la CGT y el IAPG con el fin de generar programas de capacitación para trabajadores en el área energética de los hidrocarburos y de la producción offshore.

Participaron de la firma el Secretario de Energía, Darío Martínez; el Secretario General de la CGT Seccional Mar del Plata, Miguel Guglielmotti; el presidente del IAPG, Ernesto López Anadón; y Guillermo Bianchi por la Universidad Popular de los Trabajadores de Mar del Plata y Zona Atlántica.

En el marco de su visita a la ciudad, Darío Martínez recibió un amplio apoyo de los diferentes sectores sindicales, productivos, profesionales y académicos para avanzar con la exploración offshore en la costa bonaerense, quienes destacaron los beneficios que esta actividad traerá para la ciudad y la provincia, tanto en crecimiento de empleo como en desarrollo económico, destacó Energía.

Durante la firma del convenio Martínez agradeció al Secretario General de la CGT, Miguel Guglielmotti por la iniciativa de crear capacitaciones para los futuros trabajadores y trabajadoras del sector hidrocarburífero y al Presidente del IAPG, Ernesto López Anadón por el compromiso y la rápida respuesta a ese requerimiento.

“Muchos han criticado la extracción de gas por fracking en Vaca Muerta, pero les aseguro que es gracias a Vaca Muerta y las políticas que hemos llevado desde el gobierno nacional, que hoy, en una circunstancia de guerra en Europa que ha disparado los precios del gas a valores nunca vistos, Argentina puede sobrellevar la situación”, destacó el secretario de Energía.

Durante su recorrido en la ciudad, Martínez participó de una presentación técnica ante sectores de universidades organizada por YPF y el Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible, donde manifestó que “Mar del Plata y toda la costa bonaerense tienen una oportunidad inigualable, que no pueden dejar pasar, ya que la exploración off shore va a redundar en la creación de nuevos puestos de trabajo y en el desarrollo de pymes locales”.

“La industria de hidrocarburos es la que mayor multiplicación tiene de puestos indirectos: por cada trabajador petrolero se crean de 5 a 6 puestos indirectos”, Remarcó.

La visita a la ciudad incluyó el recorrido por dos astilleros del puerto marplatense, donde conversó con los referentes locales sobre el futuro impacto de la exploración offshore en el desarrollo de la industria naval, y la vistia a las instalaciones de la empresa QM en el Parque Industrial, una PyME proveedora de equipamiento petrolero.

“Hoy en el mundo existe la tecnología para explorar y producir petróleo en aguas profundas. En nuestra región, los primeros en adoptarlo fueron los brasileños en 2006, bajo el gobierno de Lula Da Silva. Hallaron petróleo a 150 kilómetros de sus costas. Hoy Brasil produce 3 millones de barriles diarios y se ha convertido en el tercer exportador de nuestro continente”, manifestó Martínez, para ejemplificar el potencial productivo de la cuenca Argerich en el Mar Argentino.

Respecto a la medida cautelar que está frenando el proyecto en la ciudad, Martínez sostuvo: “estamos convencidos de que no hay ninguna contradicción entre producción y protección del medio ambiente. Creemos que con información veraz este clima tan hostil se ha ido revirtiendo y hoy mucha gente se interiorizó de los beneficios del proyecto”.

energiaynegocios.com.ar, Informacion, Información de Mercado

Basualdo y la transición energética

El subsecretario de Energía Eléctrica, Federico Basualdo, afirmó que “Argentina tiene un crecimiento exponencial en energías renovables, con una potencialidad excepcional en solar y eólica”, y agregó que “además de la repotenciación proyectada de las centrales hidroeléctricas, que aportan energía limpia al Sistema, en el corto plazo estamos impulsando los mercados eléctricos regionales para la incorporación de energías renovables en cada región del país.

“Así vamos a aprovechar la capacidad remanente de transporte, y reemplazar generación diesel costosa y contaminante por generación limpia y competitiva”, agregó, al participar de una “Mesa redonda sobre energía” que organizaron el Institute of the Americas junto al CEARE, en el Alvear¨Palace Hotel.

El subsecretario participó en el panel “Creando las condiciones necesarias para una transición energética sostenida”, junto a la secretaria de Provincias del Ministerio del Interior, Silvina Batakis.

El funcionario resaltó “estamos reactivando y finalizando obras para ampliar la capacidad de transporte en 500 kV, limitada por la falta de inversiones de la gestión anterior. Además, vamos a licitar el Plan Federal 3, con una inversión de 1.200 millones de dólares, y el Plan AMBA I, para reforzar el anillo energético del Área Metropolitana de Buenos Aires con una inversión de 1.000 millones de dólares”.

energiaynegocios.com.ar, Informacion, Información de Mercado

Prorrogan por dos años el plazo para exploración offshore en área CAN_100  

El ministerio de Economía, a través de la Secretaría de Energía, otorgó a YPF , EQUINOR ARGENTINA, y SHELL ARGENTINA , la extensión por dos (2) años del plazo del primer período exploratorio del permiso de exploración sobre el área offshore CAN_100 (ubicada a unos 300 kilómetros de la costa bonaerense, a la altura de Mar del Plata).

Mediante la Resolución 372/2022 publicada en el Boletín Oficial, se dispuso además que “durante el plazo de extensión referido la empresa permisionaria deberá abonar en concepto de canon la suma establecida por el Artículo 57 de la Ley 17.319 (de Hidrocarburos) y sus modificatorias y por el Decreto 771/2020 (actualización de cánones) para el primer período exploratorio del plazo básico”.

En los considerandos de la Resolución se hace hincapié en la situación planteada por la pandemia del Covid-19, que impidió realizar en tiempo y forma las tareas de exploración previstas originalmente, lo cual explica que “diversas empresas operadoras, titulares y/o representantes de empresas titulares de los permisos de exploración otorgados sobre las áreas CAN_100, CAN_102, CAN_107, CAN_108, CAN_109, CAN_111, CAN_113, CAN_114, AUS_105, AUS_106, MLO_113, MLO_117, MLO_118, MLO_121, MLO 122, MLO 123 y MLO 124 solicitaron la suspensión del plazo del primer período exploratorio de sus respectivos permisos”.

Ello, “por cuanto la exploración de hidrocarburos en áreas costa afuera se realiza principalmente a través de la adquisición de sísmica para conocer el potencial de los recursos hidrocarburíferos que se disponen en un determinado lugar, lo que conlleva la contratación de buques especialmente diseñados para realizarla, cuya disponibilidad depende del nivel de actividad, logística de la operación y ventanas climatológicas, entre otras variables”, se explicó.

Por medio del Decreto 870/2021 se delegó en la Secretaría de Energía la potestad de revisar y otorgar o rechazar las solicitudes presentadas por las empresas titulares de los permisos de exploración, de extensión del plazo del primer período exploratorio de los permisos de exploración otorgados a través del Concurso Público Internacional Costa Afuera N° 1, convocado mediante la Resolución 65/18 de la ex SGE.

Las empresas ratificaron el pedido de prórroga oportunamente efectuado y solicitaron que la misma se extienda por dos (2) años, a cuyo efecto se dio cuenta de las inversiones y actividades realizadas hasta la fecha y se presentó un plan de trabajo acorde a los compromisos de actividades estipuladas en su permiso.

La Dirección Nacional de Exploración y Producción de la Subsecretaría de Hidrocarburos “en base a la documentación presentada por las empresas requirentes y a tenor de los informes emitidos por las áreas con competencia técnica en la materia ha verificado el cumplimiento de los requisitos establecidos en el Decreto 870/21”, refiere la Resolución ahora publicada, concediendo la prórroga para avanzar en la exploración.

En lo específico de la CAN-100, la nueva resolución describió que “mediante la Resolución 196/11 de abril 2019 de la ex-Secretaría de Gobierno de Energía del ex Ministerio de Hacienda se convirtió el convenio de asociación para la exploración y eventual explotación del área “E-1” (hoy área CAN_100) suscripto entre las empresas ENARSA, YPF, PETROBRÁS ARGENTINA -actualmente PAMPA ENERGÍA- y PETROURUGUAY con fecha abril de 2006, en un permiso de exploración de hidrocarburos a favor de YPF S.A. en los términos de la Ley 17.319 sobre el área CAN_100 y se acordaron los términos de la citada reconversión del convenio de asociación en un permiso de exploración.

En mayo de 2019 se suscribió entre el Estado Nacional e YPF S.A. el Acta Acuerdo correspondiente.

Mediante las Resoluciones 55/2020 de la Secretaría de Energía (entonces dependiente del Ministerio de Desarrollo Productivo), y 356/2021 de la Secretaría de Energía (luego en la órbita del Ministerio de Economía) se autorizaron cesiones parciales de participación del permiso de exploración otorgado sobre el área CAN_100 a favor de las empresas EQUINOR ARGENTINA BV y SHELL ARGENTINA S.A., respectivamente.

ecojournal.com.ar, Informacion, Información de Mercado

Nadra: “Si los ingresos de las distribuidoras no tienen correlación con los costos, el servicio sería insostenible”

El presidente de la Asociación de Distribuidores de Energía Eléctrica de la República Argentina (Adeera), Horacio Nadra, analizó la agenda del sector justo cuando transcurrían las audiencias públicas en donde se debatió el Precio Estacional de la Energía Eléctrica (PEST) que se cobrará a partir de junio y los esquemas de segmentación que propone el gobierno. En ese sentido, remarcó la necesidad de una modificación en las tarifas ya que “si los ingresos de las distribuidoras no tienen correlación con los costos, el servicio sería insostenible”, precisó.

En el marco del Ciclo de Entrevistas de EconoJournal, Nadra consideró que “en los últimos años se ha ampliado la brecha entre el costo de generación y el componente de ese costo que se traslada a la tarifa final”. Sin embargo, explicó que “el valor agregado de distribución (VAD) es el único ingreso que tienen las distribuidoras para cumplir con sus obligaciones, en el precio mayorista no hay ningún costo reconocido para las compañías”.

Respecto a la actualización del PEST y su nulo impacto en la rentabilidad de las distribuidoras detalló que “hay situaciones disimiles en las provincias, pero cada una ha buscado la manera de actualizar el VAD o proveer recursos a través de subsidios directos para la que las distribuidoras puedan seguir cumpliendo con sus actividades”.

En ese sentido consideró que “el problema que existe en Argentina es la inflación porque nuestra actividad requiere una inversión permanente ya sea de reposición o expansión, pero también de mantenimiento que implica mano de obra. El 60% de los costos operativos son salarios”.

Subsidios en Buenos Aires

El ejecutivo de Adeera manifestó que “los ajustes por la inflación que se han verificado en el AMBA y en el resto de la provincia de Buenos Aires son menores respecto a los de otras jurisdicciones”. A su vez, destacó que “a pesar de tener una inflación de dos dígitos y con las demoras naturales de los propios procesos de ajustes tarifarios hacen compleja la prestación de servicios, la gran mayoría de las distribuidoras está al día con los pagos a Cammesa”.

En esa línea indicó que “la situación de las distribuidoras que no llegan a pagar se da porque los recursos son escasos y tienen que optar entre las inversiones, el pago de los salarios y la operación de un servicio que funciona las 24 horas, los siete días de la semana, nadie no quiere pagarle a Cammesa”.

Al referirse a los subsidios remarcó que “el precio residencial que está vigente, es el mismo para todas las provincias, todos los usuarios lo reciben de la misma manera, no hay diferenciación entre las distintas provincias”.  

Segmentación tarifaria

Nadra también brindó su mirada acerca de la quita de subsidios y la segmentación de las tarifas. En tal sentido, afirmó que “lo ideal sería la sanción de alguna norma que permita ser aplicada en todas las provincias de la misma manera”.  A continuación, agregó que “si bien la segmentación no incrementa ni disminuye los recursos con los que contamos para cumplir con nuestras obligaciones, es necesario que paulatinamente los precios mayoristas reconocidos en las tarifas se empiecen a parecer a los costos de prestación”.

Asimismo, enfatizó en que “lo mejor sería definir una quita de subsidios entre uno y tres años con escalones que se puedan informar a la comunidad para que esto les permita adaptar su consumo a una nueva señal de valores, con un precio estacional que sea único para toda la demanda sin discriminación”.

Al mismo tiempo, admitió que “hay dificultades (de la población) para llegar a fin de mes, nosotros somos conscientes de esto, los ingresos son escasos”. “Por eso, junto con la segmentación, es necesario establecer un esquema de subsidios aplicados a las familias más vulnerables”.

Además, dio cuenta de que “los costos del servicio eléctrico siempre se pagan, ya sea a través de la demanda o por medio de los contribuyentes. El 60% de los costos de generación lo representan los combustibles, sin ellos no habría energía”.

Por lo cual concluyó que “el PEST debería ser uniforme para todos, representando el costo de producción, junto con un esquema de protección para los más vulnerables, de modo que se encausen los costos de prestación a través de las tarifas y se haga un uso eficiente de un recurso escaso”.

En cuanto a los subsidios, opinó que “el Estado cuenta con toda la información e inteligencia suficiente para definir cómo administrar los recursos con los que cuenta”. En ese sentido, planteó que “sería conveniente que para los que puedan hacerse cargo del servicio el valor de sus tarifas sea parecido a los costos para que se tenga en cuenta el valor de producir energía eléctrica en Argentina”.

Asimismo, exhibió que “siempre se habla de costos de producción, pero no de los de distribución los cuales representan entre el 30-40% del total que le enviamos a los usuarios en sus facturas”.

Transformación energética

El presidente de Adeera mostró que “a nivel global el sector de la distribución eléctrica está viviendo la mayor transformación en su historia impulsada por el uso de las tecnologías disruptivas, la generación de energías renovables y la incorporación de las baterías y autos eléctricos”.

En base a esto marcó que “las nuevas generaciones exigen estas transformaciones y la ventaja de entrar tarde en este proceso, respecto a otros países, es que no se paga el derecho de aprendizaje, porque se sabe que es lo que no se debe hacer al incorporar las nuevas tecnologías”.

De igual manera, interpretó que “con la incorporación de las tecnologías y junto con unas tarifas que representen los costos, se va a generar incentivos y modificaciones respecto a los hábitos, sumado al cambio de equipamientos por unos más eficientes, como los motores invertir, por parte de los usuarios”.

Por último, Nadra consideró que también “se dará la incorporación de nuevas tecnologías de generación distribuida, donde el colocar paneles solares en los techos de las casas va a significar un consumo más eficiente y va a tener un breve repago más corto”. Por esta razón afirmó que “será necesario que los recursos de distribución se mantengan actualizados para que se sumen todas estas tecnologías y automatismos para que las redes sean más eficientes”.

La entrada Nadra: “Si los ingresos de las distribuidoras no tienen correlación con los costos, el servicio sería insostenible” se publicó primero en EconoJournal.

, [#item_author]

Informacion, Información de Mercado, runrunenergetico.com

El Oleoducto Trasandino permitirá exportar más de 50 mil barriles de crudo de Vaca Muerta

Según las estimaciones del gobierno de Neuquén, mientras se ejecutan las tareas para ponerlo en funcionamiento tras 15 años de inactividad. Directivos de la empresa Oleoducto Trasandino (Otasa), se reunieron con el ministro de Energía y Recursos Naturales, Alejandro Monteiro, “a fin de repasar y revisar los trabajos que desde la firma se realizan para poner en funcionamiento la línea que permitirá la exportación de petróleo desde Neuquén a Chile”, informó la cartera neuquina. Durante el encuentro, el gobierno provincial comprometió “el trabajo y acompañamiento de distintas áreas tales como el Ente Provincial de Energía del Neuquén (EPEN) y las […]

La entrada El Oleoducto Trasandino permitirá exportar más de 50 mil barriles de crudo de Vaca Muerta se publicó primero en RunRún energético.