Comercialización Profesional de Energía

Yearly: 2022

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La Expo Red YPF convoca a las estaciones de servicio de todo el país

El 4 y 5 de mayo en Buenos Aires se realizará la segunda edición de Expo Red YPF, la exposición nacional del principal retail de combustibles y tiendas de conveniencia del país junto a su cadena de valor. La exposición es organizada por la Asociación que nuclea a los Operadores privados de YPF (AOYPF) y se alineará a la orientación estratégica que propone la petrolera nacional para sus negocios de comercialización minoristas.
 
El evento convoca a una Red de más de 1.500 estaciones de servicio y se desarrollará en dos jornadas donde más de 80 empresas proveedoras, líderes en sus sectores, darán a conocer las tendencias y tecnologías que innovarán los puntos de abastecimiento de combustibles de Argentina.

Además, YPF expondrá sobre el presente y futuro de los servicios que ofrecen sus estaciones en el denominado “Espacio YPF”, haciendo foco en el Plan de Transformación emprendido por la petrolera en el año 2021.

La EXPO RED YPF será un evento orientado al futuro de la red de estaciones más grande del país y permitirá impulsar los proyectos de inversión que tiene el sector, que actualmente emplea a más de 27.000 personas con inversiones planificadas entre 2022 y 2023 de más de 20.000 millones de pesos. Estas inversiones buscarán avanzar en la primera etapa del plan de transformación impulsado por YPF para su red minorista, que se basa en la ampliación y modernización de equipamientos, infraestructura, tecnología, imagen, medios de pago, tiendas de conveniencia y playas.

En sus stands corporativos, las empresas proveedoras participantes presentarán ofertas exclusivas de productos y servicios tomando contacto directo con los Operadores de YPF que se acercarán desde las 24 provincias, en un encuentro comercial y de negocios.

La exposición reunirá por segunda vez a la Red de YPF junto a los demás actores que intervienen en el negocio de la comercialización de sus productos y servicios: proveedores y distribuidores de equipamientos e insumos, la industria alimentaria, los medios de pago, entidades financieras, procesadoras, y con representantes de distintas áreas del Estado y la participación de los principales referentes de YPF SA.

Ya han confirmado su participación firmas como Scania, Banco Nación, Red Link, Fiserv, Coca-Cola, Aspro, Prosegur; Empresas centradas en el negocio de estaciones de servicio como Gilbarco, Aoniken, Foca software, Aryes, PGS; Marcas reconocidas que abastecen a la red YPF Full como British American Tobacco, Potigian, Molino Cañuelas, 5 Hispanos y Not-Co, entre otras.

El registro gratuito puede realizarse en www.exporedypf.com.ar incluyendo la participación de los paneles y plenarios, y tarifas especiales en alojamiento para los visitantes del interior del país.

¿Qué? Segunda edición de Expo Red YPF la exposición nacional de energía y negocios
¿Cómo? Más de 80 expositores en 2 pabellones. “Espacio YPF” con presentaciones sobre el futuro de la red.
¿Cuándo? 4 y 5 de mayo. 4 de mayo: 10:00hs a 17:00hs – 5 de mayo: 10:00hs a 16:00hs
¿Dónde? Arenas Studio, Ciudad Autónoma de Buenos Aires
¿Por qué? Porque es la red de comercialización retail más grande del país, que invertirá más de $20.000 millones de pesos entre 2022 y 2023

Más información:  www.aoypf.org – info@aoypf.org – 011 4331 1675

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CEPH-CEOPE: Negociaciones paritarias continúan el martes 26 en Trabajo

La Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos (CEPH), que nuclea a las operadoras de la industria petrolera del país, informó a las empresas asociadas que “las negociaciones paritarias por el período abril 2022 a marzo 2023 continúan abiertas en el Ministerio de Trabajo” y que “la audiencia prevista para el día de la fecha (21/4) fue
pospuesta para el próximo martes 26 por la mañana”.

Presidida en la actualidad por Sergio Affronti -CEO de YPF- la CEPH detalló que “el día 20 de abril de 2022 se firmó un acta acuerdo en el marco de la negociación paritaria entre la CEPH, la CEOPE y los secretarios generales de todos los sindicatos del sector hidrocarburífero y se acordó un aumento del 10 % para el cierre de marzo de 2022, pagadero junto con los salarios de abril de 2022”.

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Con una nota crítica, IEASA le reclamó a Bernal que intime a distribuidoras a pagar una deuda de $ 15.000 millones

La interna a cielo abierto entre funcionarios del área energética que responden a la vicepresidenta de la Nación, Cristina Kirchner, y el ministro de Economía, Martín Guzmán, por las tarifas de gas y electricidad recibió en las últimas semanas una cobertura central en la agenda periodística. Sin embargo, hacia dentro de la estructura de poder cristinista, el tinglado también está agitado. Prueba de eso es la dura carta que Agustín Gerez, gerente general de la empresa estatal IEASA (en Enarsa) le envío a Federico Bernal, interventor del Enargas, para reclamarle que tome las acciones necesarias para que las distribuidoras de gas cancelen una deuda con IEASA que en abril trepó a casi 15.000 millones de pesos.

No sólo eso: en su misiva del 30 de marzo, a la que accedió EconoJournal, Gerez deja entrever que la permisividad de Bernal a la hora de controlar que las distribuidoras —Metrogas, Naturgy Ban, Camuzzi y EcoGas, entre las principales— fue condición necesaria para que los privados acumulen un pasivo millonario con IEASA. Además sostiene que las distribuidoras incurrieron en un trato discriminatorio con IEASA, dado que concentraron toda su deuda con la empresa estatal en lugar de ‘solidarizarla’ con los productores de gas.

Lo que dice de manera oblicua la nota de Gerez es que las distribuidoras pudieron financiarse incumpliendo los compromisos con IEASA porque el Enargas miró para otro lado o hizo la vista gorda. Deja entrever que el ente regulador se preocupó más porque las gasíferas mantengan la cadena de pagos con las petroleras —YPF, PAE, Total, Wintershall Dea y Tecpetrol, entre otras— que por cumplir con las obligaciones con la empresa estatal.

Por todo eso, Gerez le exigió a Bernal que inicie una investigación interna para determinar de quién es la responsabilidad por el rojo millonaria que perjudica a IEASA.

“Considerando que a pesar del aumento tarifario otorgado para cubrir gastos esenciales operativos, las distribuidoras listadas ut supra no han cancelado las abultadas deudas que mantienen con IEASA, advertimos esta situación para que el ente regulador: a) arbitre las medidas que entienda necesarias a los fines de que las distribuidoras con deuda regularicen su situación con IEASA inmediatamente y con prioridad de pago; y b) tenga a bien realizar el análisis correspondiente a fin de determinar si ha habido trato discriminatorio de las distribuidoras de marras para con esta empresa respecto del pago, sustentado en un abuso de posición dominante de la distribuidora en lo referido a la cancelación de los compromisos por compra de gas”, concluye la carta firmada por Gerez, que en sus seis hojas de extensión incluye un cuadro de detalle con las deudas de cada empresa gasífera.  

La deuda de las distribuidoras con IEASA, detallada en la nota de Gerez, asciende a $ 15.000 millones.

Contexto

No es usual que entre funcionarios que responden a un mismo espacio político se manden notas internas tan estridentes. El texto no hace más que plasmar diferencias internas que existen desde hace tiempo entre algunos emergentes del cristinismo como el propio Gerez y el subsecretario de Energía Eléctrica, Federico Basualdo, con Bernal. Puertas adentro, por ejemplo, se cuestiona la ampliación del régimen de zonas frías —impulsado el año pasado por Bernal— que terminó de deteriorar las finanzas de IEASA, dado que el Estado está demorado en reconocer a las distribuidoras los montos para garantizar el esquema de subsidios en las provincias beneficiadas por ese régimen. IEASA termina funcionando como proveedor de última instancia de gas del sistema, por lo que está obligado a entregar el gas a las distribuidoras por más que estas no se lo paguen.

Desde el cristinismo intentaron bajarle el tono a la disputa. “IEASA le está solicitando que en el marco de la facultad de la Ley de Gas lleve adelante las medidas que entienda necesarias para evitar el trato discriminatorio de las distribuidoras con las diferentes proveedores de gas. No hay ningún trasfondo político de nada”, explicó un colaborador de Gerez ante la consulta de EconoJournal. Incluso añadió que el gerente general de IEASA viajó con Bernal a Neuquén para participar este jueves del acto de lanzamiento del gasoducto Néstor Kirchner.

Sin embargo, la redacción de la nota esconde, tras la crítica a las distribuidoras, un cuestionamiento tácito a la gestión del Enargsa. IEASA incluso computa como acreencia una deuda que las distribuidoras acumularon entre 2018 y 2019 con los proveedores de gas (entre los que figura IEASA). Esa deuda se iba a cancelar mediante una transferencia del Tesoro a través del Decreto 1053. Sin embargo, a principios de 2020 Bernal se opuso a esa norma y finalmente el tema quedó en el limbo. Ahora IEASA, dos años después, lo recupera como deuda a su favor e incluso la expresa en dólares al tipo de cambio de ese momento.

En rojo

La distribuidora que más le debe a IEASA es Metrogas, controlada por YPF, con un rojo de $ 5.269 millones. Muy cerca se ubica Camuzzi Gas del Sur, con $ 5.258 millones. Camuzzi brinda el servicio en la Patagonia, la región que recibe más subsidios en las tarifas de gas por cuestiones climáticas, por lo que históricamente acumuló una deuda millonaria con IEASA. Más atrás, vienen Naturgy BAN con un rojo de 1700 millones y Distrigas, la subdistribuidora de Santa Cruz, con $ 1300 millones.

El Enargas recogió el guante e inició la investigación interna que le pidió IEASA. Bernal le envío una nota a cada una de las distribuidoras para que informe cuánto le debe a cada productor y también a la empresa pública de energía. También le contestó a Gerez por nota reivindicando la capacidad de contralor del ente regulador.

En esa clave, Bernal señaló, en uno de los pasajes de su nota, que «el Enargas siempre ha mantenido
un estricto control sobre las actividades reguladas de Transporte y Distribución de gas natural,
dentro de su
injerencia, por ello, en razón de los hechos invocados por IEASA, se ha dejado constancia de que este organismo
se encuentra llevando y llevará a cabo sus obligaciones propias y de colaboración interadministrativa, extremando
esfuerzos respecto de los tiempos para mejor proveer y ajustando la investigación que del caso correspondan a las prescripciones normativas de aplicación».

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La AOG PATAGONIA 2022 se realizará en el mes de agosto en Neuquén

El Instituto Argentino del Petróleo y del Gas anunció oficialmente que la Argentina Oil & Gas Patagonia (AOG Patagonia), la ya tradicional exposición que se realiza cada dos años, tendrá lugar del 10 al 12 de agosto en la ciudad capital de Neuquén.

El evento, que fue pospuesto en 2020 debido a la pandemia del COVID 19, es esperado por las empresas y profesionales locales ya que propicia el marco necesario para el encuentro entre quienes se dedican a la industria de los hidrocarburos: desde las grandes operadoras y empresas de servicios, hasta los pequeños productores de la cadena de valor.

De entre las fechas barajadas para su realización, se optó finalmente por la del miércoles 10 al viernes 12 de agosto próximos, tres días en los que volveremos a favorecer los contactos entre las operadoras y los proveedores; exhibir y posicionar las marcas; lanzar nuevos productos y tecnologías, y dar a conocer nuevos emprendimientos.

La AOG Patagonia se realiza, una vez más, en plena cuenca productiva, en las cercanías de Vaca Muerta, y tiene lugar en un momento en que la actualidad geopolítica nos inspira más que nunca a buscar la seguridad energética del país. Como en ediciones anteriores, la disponibilidad de espacios se encuentra vendida prácticamente en su totalidad, lo cual nos asegura una AOG Patagonia exitosa como en los últimos años, en que contamos con más de 8.000 visitantes.

Como es usual en los eventos del IAPG, acompañará  a la muestra una rama académica: las I Jornadas integrales de Desarrollo y Producción de Reservorios No Convencionales, dirigidas a funcionarios, directivos, profesionales y técnicos de la industria que trabajan en todos los aspectos de gas no convencionales y Tratamiento y Transporte de Gas. Estas jornadas contarán con la presentación de trabajos y con mesas redondas donde se tratarán los temas de actualidad.

Las nuevas generaciones de profesionales también estarán representadas a través de la sexta jornada de Jóvenes Profesionales Oil & Gas (JOG6) que ya viene organizando la Comisión de Jóvenes Profesionales del IAPG, dirigida a los que recién llegan a la industria y a los interesados en elegirla: estudiantes de los últimos años y jóvenes profesionales que ya han ingresado o aspiran a ingresar en la industria de los hidrocarburos.

Y no faltarán las charlas técnicas de las empresas expositoras, así como las Rondas de Negocios entre operadoras y PyMEs.

¡Los máximos representantes de la Energía del país nos esperan en agosto en Neuquén!

Más información: www.aogpatagonia.com.ar

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La AOG PATAGONIA 2022 se realizará en el mes de agosto en Neuquén

El mayor evento regional sobre la industria de los hidrocarburos llega a la Patagonia, organizado por el IAPG. El Instituto Argentino del Petróleo y del Gas anunció oficialmente que la Argentina Oil & Gas Patagonia (AOG Patagonia), la ya tradicional exposición que se realiza cada dos años, tendrá lugar del 10 al 12 de agosto en la ciudad capital de Neuquén. El evento, que fue pospuesto en 2020 debido a la pandemia del COVID 19, es esperado por las empresas y profesionales locales ya que propicia el marco necesario para el encuentro entre quienes se dedican a la industria de […]

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Vaca Muerta: Vista tuvo resultados exitosos en dos nuevos pozos

En el bloque Bajada del Palo Este se dio un pico de producción promedio superior a los 2.400 barriles de petróleo diarios por pozo informó la empresa en una misiva. Vista es la segunda productora de shale oil de Vaca Muerta y ya puso en producción 42 pozos en la formación. La compañía opera y es titular del 100% de la concesión Bajada del Palo Este en la cuenca Neuquina, ubicada en la Provincia del Neuquén. El bloque posee una superficie de 48,853 acres, reservas probadas de 2.5 MMboe al 31 de diciembre de 2021, y una producción de 1.0 […]

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YPF busca perforar el primer pozo exploratorio de aguas profundas denominado “Argerich” en la Cuenca Argentina Norte junto a Equinor y Shell gracias a la extensión del Gobierno en los plazos

El pozo tiene un costo que ronda  los 100 millones de dólares y está ubicado a 307 kilómetros de Mar del Plata y a 320 en línea recta de Puerto Quequén. El secretario Martínez les dio más tiempo para estudiar las áreas concesionadas a las empresas. Se realizara en el primer trimestre de 2023. Ayer el Gobierno nacional extendió por dos años más los permisos de exploración petrolera en el mar argentino a las empresas Equinor e YPF, tras el pedido de las compañías por las demoras que les generó la pandemia de Covid-19. La exploración de hidrocarburos en áreas […]

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“Con 160 impuestos no se puede seguir adelante. Hay que ponerle un límite al Gobierno”

Duro discurso de empresarios en el inicio de la zafra azucarera tucumana. Ante el gobernador Osvaldo Jaldo pidieron unidad de políticos. Bajo un sol abrasador que se reveló tras una espesa neblina que bajaba de los cerros, la usina La Florida, de la Compañía Azucarera Los Balcanes, dio inicio hoy a la zafra en Tucumán, con esperanzas por el inicio de la campaña tras el impacto de la pandemia, pero con fuertes críticas al gobierno nacional por los tironeos políticos y la presión impositiva sobre el sector productivo. “Les pido que depongamos las banderas políticas del ayer. El hombre feliz […]

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Renta inesperada: cuántos impuestos se crearon o aumentaron desde 2019, uno por uno

Según datos relevados por El Cronista, entre 50 y 100 las empresas van a aportar parte de los $ 200.000 millones por renta inesperada. Todos los cambios impositivos del Gobierno hasta ahora y qué gravan. El Gobierno nacional anunció días atrás la entrega de bonos a trabajadores y jubilados para paliar los efectos de la inflación galopante de los últimos meses. Para sustentarlo está en marcha un impuesto a la “renta inesperada” empresarial por los efectos sobre precios de materias primas generados por los coletazos de la guerra entre Rusia y Ucrania. Según datos relevados por El Cronista serán entre […]

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Por Vaca Muerta, las exportaciones podrían incrementarse en u$s 33.000 millones por año

Es el equivalente a dos complejos sojeros. Según el trabajo del think tank Fundar, el sector hidrocarburífero podría eliminar la restricción externa, dado que no hay otro con esa potencialidad en las exportaciones. El sector hidrocarburífero argentino, dado los recursos no convencionales de Vaca Muerta, podría “eliminar, o al menos morigerar” la restricción externa, dado que “no existe otro sector de la economía con la potencialidad de expandir las exportaciones” como el de petróleo y gas. Con desarrollar Vaca Muerta a la mitad de su capacidad, las exportaciones podrían sumar u$s 33 mil millones anuales durante los próximos 50 años, […]

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YPF: Fuimos el 2º país del mundo en tener petrolera estatal, tesoro malversado una vez, hoy volvió a ser nuestra

La empresa, emblema de nuestra soberanía económica y energética nació en 1922, a pocos días de iniciado el gobierno de la UCR, encabezado por Marcelo Torcuato de Alvear.  Enrique Mosconi fue nombrado director general de Yacimientos Petrolíferos Fiscales (YPF), como se llamó a partir de entonces a la mayor empresa nacional; la quinta empresa petrolera más grande de América Latina, que son, a saber: PDVSA en Venezuela, PEMEX en México, Petrobras en Brasil, Ecopetrol en Colombia y nuestra YPF. Pensada y construida por patriotas visionarios, Mosconi e Hipólito Yrigoyen, le otorgaron el monopolio de los hidrocarburos al Estado Argentino, o […]

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Navitas Petroleum de Israel y Rockhopper Exploration llegaron a un acuerdo de licencias petroleras para el desarrollo de la cuenca al norte de Malvinas

El gobierno ilegítimo de las islas deberá aprobar el proyecto en el yacimiento Sea Lion. Se estima que el yacimiento de Sea Lion y campos satelitales contienen un aproximado de 520 millones de barriles equivalentes de crudo y gas. El portal Mercopress sugiere que buscan la explotación del lugar “a un menor costo teniendo a la petrolera israelí como operadora del lanzamiento, y la reanudación de actividades de la industria de hidrocarburos de las Falklands”. La rúbrica de este entendimiento permitirá que Navitas adquiera Premier Oil Exploration y Production de Harbour Energy, la cual había decidido retirarse del desarrollo petrolero […]

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Ecuador recibirá alrededor de USD 1100 millones por la venta de crudo Oriente y Napo a mediano plazo

Las empresas Marathon Petroleum Supply LLC. y Petroperú, ambas refinadoras, presentaron a EP Petroecuador las mejores ofertas y premio para el crudo ecuatoriano. Este martes 19 de abril, EP Petroecuador realizó la apertura de sobres para la adjudicación de contratos de mediano plazo de venta de crudos Oriente y Napo. Es el primer concurso de este tipo que se realiza durante este Gobierno y bajo la administración actual de EP Petroecuador. El Gerente General de EP Petroecuador, Ítalo Cedeño, indicó “que estas licitaciones públicas permiten que participen un mayor número de empresas y que los ingresos para el país sean […]

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El mundo precisa u$s1,3 billones más de inversión en energía hacia 2030 para el JP Morgan

Según el banco la inversión debería incluir todos los combustibles, incluidos el petróleo y el gas, las energías renovables y la nuclear. Se vaticina que la demanda por petróleo por sí sola crezca en torno al 10% de aquí a 2030 y la de gas un 18%. Marko Kolanovic y Christyan Malek representantes de la entidad manifestaron: “Nuestra principal conclusión es que, para 2030, el crecimiento de la demanda de energía superará al de la oferta en un 20% aproximadamente, según las tendencias actuales, impulsado principalmente por las economías emergentes y sus esfuerzos por desarrollarse y sacar a sus ciudadanos […]

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Bizkaia: Botan el primer buque híbrido europeo de transporte hidrocarburos

Sucedió ayer en Astilleros de Murueta en sus instalaciones de Erandio (Bizkaia). Se trata del primer buque diésel y eléctrico construido en Europa para transporte de hidrocarburos y suministro en alta mar, con cero emisiones acústicas y de CO2 en puerto. Ocurrió en presencia de la consejera de Desarrollo Económico, Sostenibilidad y Medio Ambiente del Gobierno Vasco, Arantxa Tapia; y responsables de Repsol (BME:REP), Cepsa, Trafigura, Nyala y Stenaoil, entre otros, según ha informado el astillero. El barco, denominado Bahía Levante y construido para el armador Mureloil, se trata de un buque “oil tanker” para transporte de cargas líquidas de […]

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YPF cede al reclamo salarial de Rucci para garantizar la presencia sindical en el lanzamiento del gasoducto de Vaca Muerta

Los sindicatos petroleros finalmente participarán del acto de lanzamiento de la licitación para la construcción del gasoducto Néstor Kirchner que el presidente Alberto Fernández encabezará este jueves al mediodía en Loma Campana, la principal área de YPF en Vaca Muerta. Hasta este miércoles a la tarde, la decisión de Marcelo Rucci, secretario del sindicato de petroleros privados de Neuquén, Río Negro y La Pampa, era no participar del evento Claudio Vidal, líder del gremios en Santa Cruz y otros referentes sindicales tampoco iban a concurrir, pero a última hora de la noche, Pablo González, presidente de la petrolera bajo mayoría estatal, se comunicó telefónicamente con Rucci. Le remarcó que su presencia era fundamental y les preguntó que podía hacer para que cambiaran de opinión.

Rucci le reclamó a cambio que YPF acceda a pagar el reclamo salarial de los gremios en la paritaria que se realiza en el Ministerio de Trabajo. González cedió y dio su palabra de que se firmará un acuerdo salarial que esté en línea de lo que exigen los trabajadores, que asciende al 25% en el trimestre abril-junio más el 10% remanente de la paritaria anterior, que ya está firme, tal como adelantó EconoJournal. Desde YPF, en cambio, negaron que exista un acuerdo cerrado y enfatizaron que las partes seguirán negociando en los próximos días.

Debilidad

La situación dejó expuesta la debilidad y la falta de coordinación hacia dentro de la industria. Mientras la mayoría de las compañías productoras y de servicios petroleros estaban dispuestas a enfrentar el paro de actividades —incluso dentro de YPF algunos directivos sostenían que era mejor plantarse ahora en lugar de validar una paritaria tan cara—, González fue quien en la desesperación para evitar que les vaciaran el acto en Vaca Muerta, se comprometió a reconocer lo que pedía Rucci sin consultarlo con el resto de las empresas.

Terminó primando la necesidad política de González y la conducción política de YPF de garantizar la presencia gremial en el acto que encabezará Alberto Fernández. El ticket será muy caro: lo más probable es que la paritaria se termine cerrando esta semana con una suba de entre un 20% y un 25% en el trimestre abril-junio, más un 10% de la paritaria anterior que se pagará retroactivamente a partir de abril. Si a esas cifras se le suma que los gremios recibieron un aumento del 20% en marzo también como parte del acuerdo anterior, se desprende que los sindicatos terminarán obteniendo un aumento salarial cercano al 60% en el primer semestre del año, muy por encima de lo que habían previsto las empresas.

El final de la historia se conocerá en los próximos días. Hasta ahora, lo concretó es que YPF charteó este jueves un avión privado para llevar a 24 sindicalistas petroleros de todo el país hacia Neuquén que se encontraban en Buenos Aires negociando la paritaria.

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Toyota presentó cuatro vehículos sustentables y ratificó su aspiración de alcanzar la neutralidad de carbono antes del 2050

Toyota presentó en el país una línea de modelos y tecnologías de motorización con las que busca avanzar hacia la movilidad sustentable. La compañía japonesa quiere convertirse en una empresa de soluciones de movilidad. Como parte de esa nueva visión, plantea como meta alcanzar la carbono neutralidad antes del 2050. EconoJournal recorrió la planta que la multinacional tiene en el partido de Zárate para conocer los vehículos y las nuevas tecnologías que ya esta desplegando en otros mercados.

Hace tiempo que la automotriz comercializa coches híbridos en Argentina y el mundo. A esa línea consolidada fue sumando en otros mercados modelos híbridos plug-in o “híbridos enchufables”, eléctricos y que utilizan celdas de hidrógeno. Estas cuatro tecnologías se incorporarán a América Latina a medida que se fortalezca la infraestructura de carga eléctrica y de hidrógeno.

La empresa hizo gala en Zárate del Rav4 PHEV y el Prius PHEV, dos modelos híbridos enchufables. También mostró el Lexus UX BEV, un modelo completamente eléctrico, y el Mirai, un modelo que utiliza celdas de hidrógeno.

Los modelos exhibidos por Toyota.

En una prueba se pudo comprobar el desempeño y las comodidades de los cuatro modelos. Los vehículos destacan por la baja e incluso nula sonoridad en sus motores y por su rápida aceleración.

La compañía también realizó el lunes un evento para funcionarios nacionales en el que directivos de Toyota explicaron el enfoque de la compañía para avanzar hacia la movilidad sustentable. Del evento participaron el ministro de Desarrollo Productivo, Matías Kulfas, la secretaria de Cambio Climático, Desarrollo Sostenible e Innovación, Cecilia Nicolini, y otros funcionarios del Poder Ejecutivo.

Nueva visión

Toyota apuesta por estas tecnologías en su nueva visión como empresa que quiere brindar soluciones de movilidad, con el objetivo de alcanzar la carbono neutralidad lo antes posible. Esto no implica la completa electrificación de sus vehículos, sino apostar por un enfoque tecnológico amplio, que sea capaz de atender las demandas y realidades específicas de cada mercado.

En el mercado argentino, los híbridos clásicos e híbridos plug-in tienen mucho atractivo, debido a las distancias largas y la necesidad de una mayor autonomía, además de ofrecer una mayor eficiencia en el consumo de combustible. El mayor límite para el crecimiento de las opciones 100% eléctricas son las carencias en la infraestructura eléctrica. Pero el crecimiento de la generación con energías limpias y el desarrollo de la infraestructura de transporte y distribución eléctricas permitirán habilitar en el futuro un mayor despliegue y apuesta por ese tipo de vehículos.

Experiencia acumulada y metas ambientales

Para Toyota el desafío de reducir las emisiones no es ninguna novedad. La compañía trabaja con esa agenda desde la década de los 90, con la creación de su división de autos electrificados en 1992. Sus primeros grandes hitos fueron en 1997 con el primer RAV4 100% eléctrico y la introducción del Prius, el primer vehículo hibrido producido en serie a nivel global por Toyota y el primero en América Latina. También fue pionera en la región al introducir en 2009 el primer vehículo electrificado.

La empresa lleva vendidos más de 20 millones de vehículos electrificados a lo largo de su historia, entre híbridos, híbridos plug-in, a batería y a hidrógeno. En Argentina el 88% de los vehículos electrificados vendidos durante 2021 fueron híbridos Toyota.

Hacia adelante, la meta es alcanzar la carbono neutralidad para el 2050 o lo antes posible. Esto involucra seis desafíos:

producir vehículos con cero emisiones que todo el ciclo de vida del producto sea carbono neutro alcanzar la carbono neutralidad en todos los procesos de fabricaciónimpulsar la cultura del reciclado y la economía circularmejorar en tratamiento y aprovechamiento del aguaestablecer una relación de armonía con la naturaleza

La planta industrial de Toyota en Zárate opera con energía 100% renovable y en 2022 certificó la norma ISO 50001 para una gestión energética eficiente.

Crecimiento positivo

Toyota Argentina registró el año pasado su mejor desempeño histórico en términos de ventas y market share. En su planta en Zárate, provincia de Buenos Aires, produjo 142.000 unidades, un nuevo récord. Pero además fue la primera automotriz en ventas de vehículos en el mercado argentino en un año, un hito histórico para la compañía.

Para el 2022 apunta a superarse y llegar a producir 167.000 unidades, un 20% más que en 2021.

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Por Departamentos: Así se ubican los más de 4,5 GW que el Gobierno de Colombia ya liberó del sistema

Ayer, la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) desarrolló un nuevo proceso de socialización de la Resolución CREG 075, donde se expuso que 53 proyectos, por 4.659 MW, ya han sido liberados del sistema por falta de avances concretos.

“La expectativa de liberación total al final de este proceso es de 7.467 MW”, resaltó Christian Jaramillo Herrera, Director General de la UPME, en base a la documentación que está recibiendo la entidad.

Durante la jornada se precisó en dónde están ubicados esos más de 4,5 GW liberados en el proceso. En el Departamento de Antioquia es donde más capacidad quedó libre: 802,6 MW; le sigue César, con 699,8 MW; y Bolívar con 650 MW; en Risaralda también se despejó un buen número: 500 MW.

Fuente: UPME

Jaramillo explicó que se está muy pronto a cerrar el proceso de transición respecto a las solicitudes de conexión. Indicó que, al día 18 de abril de este año, de los 85 proyectos, por 8.294 MW, como objeto de liberación, se archivaron 1.754 MW, es decir que tienen posibilidad de quedarse en el sistema.

Pero el funcionario adelantó que “va a haber 984 MW de reaperturas” por falta de entrega de garantías. Es decir que quedarán en sistema por lo menos 770 MW.

Fuente. UPME

Además, anticipó que hay otro lote de proyectos en observación: “A final del año pasado se dieron concepto de capacidad aprobada por alrededor de 6.000 MW. Estamos esperando que las empresas pongan garantías y la curva S para finales de abril”. “Probablemente un buen número de ellos no lo pongan y que se genere un número de capacidad adicional por los que no lo hagan”, sostuvo.

En cuando a los conceptos de reposición por capacidad no asignada, Jaramillo indicó que solo dos proyectos, por 200 MW, obtuvieron un concepto favorable y fueron asignados cuando a finales del año pasado no lo habían conseguido.

Por otra parte, el titular de la UPME señaló que, de enero al 18 de abril de este año, se presentaron 123 solicitudes de conexión que están en observación, de las cuales se asignaron 30 de generación, por 1.568 MW, y cuatro de demanda, por 220 MW.

Non obstante, 84 solicitudes, por 3.999 MW, de generación se rechazaron y falta evaluar cinco, por 186,7 MW, que estarán resultas entre esta semana y la siguiente.

“En el momento que esas cinco salgan, la transición está cerrada: la gente que todavía estaba bajo el régimen anterior quedará saldada y, a partir de ese momento, todo lo que suceda correrá con las nuevas reglas de (la Resolución) 075”, resaltó Jaramillo.

Fuente. UPME

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

La Asociación Brasileña de Energía Solar Fotovoltaica (ABSOLAR) lanzó un estudio sobre la inserción de tecnologías de almacenamiento en el Sistema Interconectado Nacional (SIN), teniendo en cuenta que sus múltiples aplicaciones y servicios para el sector eléctrico, dado que puede brindar reserva de capacidad y dotar de mayor flexibilidad operativa al sistema. 

Y dentro de las principales conclusiones que remarcó el reporte, se destaca que la introducción del almacenamiento a la matriz eléctrica del país permitiría una mayor participación y penetración de las renovables, principalmente de la solar. 

¿Por qué? Según el informe, la potencia fotovoltaica aumentaría 3015 MW con respecto a los pronósticos del plan decenal de expansión energética, por lo que, de forma escalonada hasta el 2030, pasaría de 3655 MW a 6670 MW, siendo un incremento de 603 MW por año y sin la necesidad de nueva capacidad termoeléctrica para asegurar energía y asegurar reserva de potencia (reducción de 4.013 MW).

Asimismo, se detalla que las soluciones de almacenamiento mitigan el riesgo de exposición de los generadores además de permitir el arbitraje de precios en el mercado.

Y que la incorporación de recursos de almacenamiento permitirá la reducción de costes con conexión y con inversores en plantas fotovoltaicas o, en el caso de soluciones que ya incorporan clipping solar, el aprovechamiento de excedentes de energía.

De todos modos, la propia ABSOLAR reconoce que la gran flexibilidad operativa y comercial de los recursos de almacenamiento choca con barreras del marco normativo actual del sector eléctrico y de las cargas tributarias, debido a la segregación de ciertas actividades de generación, transmisión, distribución y comercialización de energía eléctrica y la restricción de puntos de intersección.

“En consecuencia, los modelos de negocio de esta índole enfrentan restricciones regulatorias para la retribución de todos los servicios que son capaces de ofrecer, provocando que el atractivo comercial se vea reducido por la inviabilidad regulatoria de monetizar el beneficio o valor agregado al sistema”, explica el documento.

Por ese motivo, la  Asociación Brasileña de Energía Solar Fotovoltaica pide que el cumplimiento normativo y la reducción de la carga tributaria se vuelvan necesarias para la adecuada inserción del almacenamiento y a la vez se pueda garantizar la seguridad del suministro eléctrico y la eficiencia económica a corto y largo plazo. 

“El almacenamiento puede ser explotado en todos los segmentos del sistema eléctrico, ya sea con generación centralizada, en el sistema de transmisión, en distribución o dentro de unidades de consumo industriales, comerciales o residenciales. Sin embargo, existe la necesidad de ajustes regulatorios para brindar isonomía fiscal y garantizar una remuneración adecuada por los servicios prestados en los diferentes segmentos, especialmente las externalidades positivas”, concluye en este aspecto.

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Análisis: ¿Es tiempo de eliminar la prioridad de despacho del gas en Chile?

Un nuevo capítulo se suma al litigio entre las compañías hidroeléctricas Hidromaule y Puntilla y la Comisión Nacional de Energía (CNE) sobre  la “Condición de Inflexibilidad” contenida en la Norma Técnica del GNL y sus eventuales efectos anticompetitivos.

Esta vez, el Tribunal de Defensa de la Libre Competencia (TDLC) acogió la excepción de corrección del procedimiento presentado por la CNE, y de esta forma puso fin a la demanda presentada por las empresas mencionada, que acusaban a la prioridad de despacho (inflexibilidad) que se le otorga al gas, de generar distorsiones en el mercado.

A raíz de esto, y en subsidio al procedimiento contencioso, el lunes de esta semana, el TDLC, de oficio, inició el expediente de recomendación para que de esta forma el Tribunal determine si es necesario modificar o derogar los artículos de la Norma Técnica del GNL que establecen la inflexibilidad, por estimarse contrarios a la libre competencia.

En diálogo con Energía Estratégica, Teresita Vial, Abogada y Directora de la Asociación Chilena de Energía Solar (ACESOL), cuenta que próximamente el TDLC empezará a notificar a “todas las partes interesadas, como la Fiscalía Nacional Económica, el Ministerio de Energía, la CNE, el Coordinador, asociaciones gremiales, entre otros, para que aporten sus antecedentes para ser analizados y eventualmente considerados por el Tribunal para evacuar o no la recomendación normativa”.

Indica que, luego de un procedimiento de análisis de los diferentes antecedentes, y eventuales audiencias de los interesados, el Tribunal definirá si procede hacer la recomendación, teniendo en cuenta si, a los ojos del TLDC, la actual regulación genera efectos anticompetitivos o no.

¿El Tribunal podría eliminar la “Condición de Inflexibilidad” de la Norma Técnica del GNL? Para la abogada experta en energía es difícil que eso suceda, por la tradición con las que se manejan este tipo de litigios. “No creo que el Tribunal recomiende eliminarla, sino que, si considera que genera efectos anticompetitivos, es más probable que se realice una recomendación de modificación más que de eliminación”, señala.

Esa propuesta la dirige el Tribunal al Ministerio de Energía para que sea considerada y manifieste su parecer sobre ella, no siendo obligatorio para el ministro adoptarla.

Sin embargo, opina: “Si no realizaran las modificaciones o eliminaciones que se les proponen, que se fundamentarían en el efecto anticompetitivo que luego del análisis el Tribunal ha considerado que existe, es probable que esa norma tenga problemas evidentes de aplicación a futuro, por el antecedente de anti competitividad ya declarado, que adicionalmente podría ser utilizado luego por un tercero para elevar un nuevo reclamo”, explica Vial.

¿Cuánto podría demorar ese proceso? “Por lo menos un año”, estima la Directora de ACESOL, observando procesos similares que se desarrollaron previamente.

No obstante, en el contexto invita a varios análisis, propone la abogada. Uno de ellos tiene que ver con la complejidad del mercado mundial de hidrocarburos y la delicada situación de estrechez eléctrica por la que pasa Chile.

Será difícil para el país generar cambios que puedan provocar desabastecimientos futuros de gas por falta de conveniencia de las empresas en importarlo, si es que se quita la inflexibilidad.

Por otro lado, Vial señala que, si esta situación se descomprime y las renovables comienzan a ganar todavía más terreno en la matriz eléctrica chilena, las nuevas autoridades de la CNE podrían modificar la actual Norma Técnica del GNL voluntariamente, por lo que las recomendaciones que establecería el Tribunal podrían quedar desfazadas.

“Vemos que la situación a nivel local e internacional es muy compleja y que éstos no son momentos de tomar decisiones como la de eliminar la inflexibilidad de un recurso que es muy demandado y que necesitamos sí o sí, porque este invierno no tendremos agua suficiente. Por ahora no creemos conveniente volver a modificar la norma, pero sin duda hay que analizarlo el año que viene”, concluye la Directora de ACESOL.

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Río Negro declaró de interés público al proyecto de hidrógeno verde de Fortescue

La Legislatura de Río Negro sancionó con unanimidad la ley que prevé declarar de interés público provincial a la iniciativa privada presentada por la firma Fortescue Future Industries SA, para la realización de las obras de infraestructura necesarias para la generación de energía eléctrica de fuentes renovable, con destino exclusivo a la producción de hidrógeno verde con energía renovable.

Y, de ese modo, se establecen las condiciones para llevar adelante el proceso de licitación pública de alrededor de 625.000 hectáreas en la zona de Sierra Grande, al sureste de la provincia, para la elaboración de dicho vector energético. 

El objetivo es concesionar el uso de tierras fiscales a la empresa Fortescue para la instalación de parques eólicos y otras construcciones para que se lleve a cabo las diferentes etapas del proyecto anunciado el año pasado y ratificado durante la COP 26 de Glasgow. 

Puntualmente, se trata de una inversión de las inversiones más importantes realizadas en el país, por una suma de 8400 millones de dólares para producir H2V mediante la instalación de centrales eólicas con una potencia total de 2000 MW – IMPSA será proveedora de los aerogeneradores – aunque se hará de manera escalonada durante los próximos años. 

La etapa piloto se desarrollará entre 2022 y 2024 y generará unas 35 mil toneladas de hidrógeno verde, energía equivalente para satisfacer a 250 mil hogares. Mientras que para el 2030 se espera convertir a Río Negro en un polo mundial exportador de este vector energético, con una capacidad de producción de 2.2 millones de toneladas anuales. 

Entre los detalles también se mencionó la obligatoriedad del uso exclusivo de las tierras para dicho proyecto de H2V sea de una concesión de 50 años, prorrogable por 25 años más. En tanto que la norma dispone que el dinero percibido por esta contraprestación sea destinado en un 30% a la conformación de un Fondo Fiduciario de Desarrollo Provincial Verde, 10% distribuido entre los municipios y 70% para el tesoro provincial.

Asimismo, durante la segunda sesión del 51° período de sesiones ordinarias, la Legislatura también aprobó de forma unánima la creación del Ente de Promoción y Fiscalización del Complejo Productivo y Exportador de la Zona Franca de Río Negro, que se denominará “Corporación Punta Colorada”. 

El mismo será un ente autárquico público – privado que prevé gestionar un Comité de Vigilancia que fiscalice el cumplimiento de las obligaciones contraídas por el futuro concesionario y promueva la radicación de empresas en la zona.

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Honduras abre concurso público para diseñar una hoja de ruta a su operador del sistema

El Operador del Sistema (ODS) publicó una convocatoria para contratar servicios de expertos a fin de brindar orientación en el desarrollo de las actividades y el cumplimento de las obligaciones que el marco regulatorio vigente atribuye al ODS.

La Junta Directiva del ODS lo vio necesario, tomando en cuenta la situación actual del subsector eléctrico en Honduras, los actores involucrados, las dificultades actuales y las que podrían acontecer en el actual proceso de transición para la implementación de la Ley General de la Industria Eléctrica (LGIE).

Los Términos de Referencia ya se encuentran disponibles en la web oficial del ODS. En el documento se comparte en detalle el servicio a contratar y los requerimientos para las firmas que se postulen.

¿Qué actividades deberán realizar? En líneas generales estas se agrupan en cuatro tareas:

Análisis de las relaciones estratégicas del ODS

Apoyar a la Junta Directiva analizando he identificado en los acuerdos que toma en sus sesiones o con los principales actores, como ser la CREE, SEN, SEFIN, sobre todo en aquellas que sean necesarios que están en la ruta crítica para que el operador cumpla con lo establecido en la regulación nacional vigente aplicable y con la prestación de sus servicios a los actores del MEN.

Dentro de este análisis se necesita identificar, con respecto a los aspectos más críticos de la operación del mercado eléctrico, lo siguiente:

A. Informes de hallazgos relevantes a la estrategia de la organización derivados de Acuerdos o presentaciones de Junta Directiva.
B. Diagnósticos-Causa Raíz.
C. Propuestas de solución.

Diagnóstico y Propuesta Estructura Organizacional

A. Revisar el modelo de la estructura organizacional actual del ODS, incluyendo tareas y responsabilidades técnicas y administrativas, recomendando e identificando áreas de mejora y todas aquellas debilidades estructurales que impidan al operador cumplir a cabalidad con sus funciones establecidas en la LGIE y sus reglamentos.
B. Identificación de ineficiencias en términos de duplicación de actividades, lagunas en procesos internos, definición de responsabilidades, fluidez del trabajo, etc. Se deberán identificar las plazas que según la estructura organizacional actual son necesarias pero que por cualquier motivo no se encuentran contratadas. Así mismo, se identificarán plazas que se consideren necesarias para cubrir las obligaciones normativas aplicadas al ODS.
C. Determinar el nivel de esfuerzo requerido por el ODS para la preparación, emisión y socialización de normas técnicas y para las demás tareas asignadas según la LGIE. Lo anterior con el objetivo de ayudar a dimensionar la estructura organizacional y el nivel profesional necesario del personal del ODS.

Revisión de lineamientos estratégico, reorganización y transformación ODS

A. Llevar a cabo un análisis del entorno interno y externo del operador, para la revisión y formulación de la visión y el establecimiento de las estrategias, objetivos, metas e indicadores del ODS, mediante la aplicación de las herramientas metodológicas pertinentes.
B. En función de la planificación establecida, la empresa consultora realizará sesiones de trabajo con el Gobierno Central y las Gerencias del ODS, para el establecimiento de los lineamientos estratégicos para cumplir con los alcances establecidos en los presentes TDR.

Plan de Gestión y Atención al Agente

A. Fortalecer las capacidades de comunicación pública del ODS. Esto incluye primordialmente la información técnica presentada en la página web para el público, los actores del sector eléctrico, incluyendo a la CREE. Identificar necesidades tecnológicas que permitan la publicación de datos que se requieren para un mercado eléctrico competitivo, transparente y el análisis de la data por parte de los agentes del mercado.
B. Brindar apoyo a la Junta Directiva y a Direccion Ejecutiva o personal designado a llevar las comunicaciones en el esfuerzo de armonización del marco regulatorio vigente.
C. Asesorar a la Junta Directiva en materia de imagen, aspectos funcionales y economía política que incluyan posibles medidas para incrementar la agilidad con que el ODS responde a las condiciones dinámicas del sector.
D. Establecer un plan de atención al agente, que incluya los recursos necesarios y la estrategia estructura interna y externa para poder atender

Al respecto, se deja expreso que aquella consultoría tendrá una duración de 3 meses, con un tiempo total estimado de los expertos esfuerzo-persona de 93 días.

Para que las firmas interesadas en postularse puedan preparar sus ofertas técnicas y económicas oportunamente en tiempo y forma, el ODS contemplan instancias previas para consultas a partir de la semana que viene y por un mes, hasta la recepción de ofertas fijada para el 20 de mayo.

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Soltec suministra 238 MW de su seguidor SF7 en dos proyectos de AES en Chile

Con estos dos proyectos, Soltec suma más de 2 GW de proyectos suministrados e instalados en el país. La empresa española cuenta con un largo recorrido en el país latinoamericano desde que en 2014 abriera su sede en Chile y desarrollara su primer proyecto en América Latina.

Durante sus casi ocho años de recorrido, Soltec ha suministrado e instalado varios proyectos en zonas con localizaciones extremas como el desierto de Atacama y ha sido pionero en la instalación y adaptación de la tecnología bifacial en sistemas de seguimiento solar.

Estos proyectos permitirán evitar la emisión de 491.178 toneladas de CO2 a la atmósfera. Además, la construcción de estas dos plantas permitirá generar electricidad para abastecer 77.290 hogares. Las plantas solares contarán con 4.367 hincas y 439.068 módulos en total.

Raúl Morales, CEO de Soltec, se ha mostrado muy satisfecho por la consecución de estos nuevos proyectos: » Con AES nos une una larga trayectoria de colaboración tanto en proyectos en Chile como en Panamá, Colombia y Estados Unidos, y es un orgullo para nosotros seguir colaborando con empresas como esta para la consecución de un mundo más limpio”.

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Con retrasos: empresas analizan la hoja de ruta de almacenamiento de España

«Venimos un poco retrasados con el plan de almacenamiento. Tenemos que empezar a despegar en 2023, dónde tenemos el primer check-point. Creo que allí vamos a fallar un poco», opinó Yann Dumont, presidente de la Asociación Española de Almacenamiento de Energía (ASEALEN), en una charla en la Universidad Politécnica de Madrid, en el marco de la feria AEMENER de carreras STEM.

El Plan de Recuperación, Transformación y Resiliencia (PRTR), aprobado en España, planea la ejecución de los fondos europeos de la Next Generation EU hasta el 2023. Se trata de 1.365 millones de euros para abordar reformas e inversiones relativas a reforzar e impulsar dichas líneas de actuación.

Esto es, incrementar la flexibilidad del sistema energético, mejorar la infraestructura eléctrica, potenciar las redes inteligentes y favorecer el despliegue del almacenamiento energético. Pero, para Dumont, los tiempos no dejan ver una rápida implementación.

«Al ritmo que vamos, empezaremos a despegar en el 2025 y lograremos consolidarnos del 2030 al 2050″ lograremos consolidarnos del 2030 al 2050», consideró el dirigente.

Cabe recordar que el PNIEC se propone llegar al 2030 con una capacidad total de almacenamiento de 20 GW Y con intenciones de aumentarlo a 30 GW de en el 2050.

Pero, para Alfonso Escuredo, business Development Manager de Ampere Energy, a España le “falta ambición” para llegar estas metas, sobre todo si es comparado con otros países de la región. “Falta una regulación favorable que permita al almacenamiento tener un papel relevante”, opinó.

Asimismo el ejecutivo comentó que en el país existen “de las mejores condiciones del mundo” indicó que para el desarrollo de las energías renovables. Indicó que si bien se está creciendo en materia de regulación, aún se está detrás de economías que están más avanzadas en este sentido, como Australia y el Reino Unido.

Dumont también se expresó sobre los retos que deberá afrontar la gestión española: «El siguiente gran desafío es como remuneramos el almacenamiento, para hacerlo interesante y rentable en todos los niveles y tanto para el generador, como el consumidor», precisó el titular de ASEALEN.

Agregó «Nos falta esa parte, la remuneración, la interacción con el mercado, ese encaje. Tendrá que cambiar mucho el mercado de la energía. Sabemos que es una cosa complicada y delicada pero es verdad.», explicó el dirigente.

Actores

Por su parte, Alicia Carrasco, CEO de Olivo energy y directora de ENTRA, comentó sobre la remuneración al operador de red: “Hoy al distribuidor se le remunera por comprar sus equipos como lo hace actualmente y en el futuro pues se les remunerará por comprar flexibilidad”.

“La directiva europea pone al consumidor en el centro de la transición enegética, y eso lo hacen dándole la oportunidad de auto consumir, de almacenar y de gestionar sus recursos y en el futuro”, valoró Carrasco.

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Empresas alemanas presentan soluciones renovables para el mercado argentino

Llega la novena edición del Foro GreenAR organizado por la AHK Argentina. Se trata de un espacio de intercambio estratégico en el que los participantes podrán acceder a charlas con expertos internacionales, conocer lo último sobre abastecimiento descentralizado con energías renovables, realizar networking con empresas alemanas interesadas en el mercado local y descubrir más sobre las potencialidades de la región en esta materia.

Fecha: Martes 26 de abril

Hora: De 10:00 a 13:00 hs

Modalidad: online y gratuita

Inscripciones: https://zoom.us/meeting/register/tJYrceCvrjwqH9e-JLtyhsb3KX9RFuPK0i_3

Dentro del Foro GreenAr 2022 participarán ocho empresas alemanas que, a pesar de que ofrecen soluciones muy variadas, persiguen un objetivo común: posicionar las energías renovables como una alternativa real al suministro energético basado en los combustibles fósiles. También las une la excelente calidad de sus productos «Made in Germany», el know-how en su industria y su enfoque centrado en el cliente.

Para conocer a las empresas, los oradores y el programa completo, ingresar aquí: https://www.ahkargentina.com.ar/eventos/event-details/foro-greenar

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CEA: La energía eólica reducirá en US$ 3.250 millones la necesidad de importar combustibles este año

“Entre 2016 y 2020, gracias al desplazamiento del consumo de combustibles fósiles por la mayor oferta eólica, el ahorro en el país fue de más de 1.300 millones de dólares”, de acuerdo con un trabajo presentado por la Cámara Eólica Argentina (CEA).

El mismo estudio estimó que en 2021 el nivel de generación eólica “permitió evitar pagos al exterior en un promedio de 800 millones de dólares anuales, y para este año 2022, teniendo en cuenta la mayor generación producida por el sector y los mayores precios internacionales, este ahorro es cuatro veces mayor y alcanza los 3.250 millones de dólares”.

La generación renovable eólica redujo de manera directa la dependencia al gas y al GNL importados. Durante 2021 la generación producida por el viento aportó 14,8 TWh y de esta manera, se desplazaron 8,5 MMm3/d de consumo de combustibles, equivalentes al 20 % de las necesidades durante el período invernal y al 33 % del promedio anual, señala el informe.

Se contextualizó que la transición energética hacia las energías limpias y renovables se ha acelerado en todo el mundo luego de las definiciones tomadas en la COP26, y también debido a las cuestiones geopolíticas que este año han generado grandes aumentos en los precios de los combustibles fósiles.

“Para satisfacer la demanda interna, Argentina debe importar combustibles desde diferentes mercados, y en este contexto la apuesta por las energías renovables resulta ampliamente beneficiosa para disminuir la necesidad de divisas del país”, se destacó.

A los actuales precios, el costo de combustible por cada MWh desplazado es superior a los 230 US$/MWh. Es decir, más que triplica el costo de un MWh renovable.

“Por cada 100 MW eólicos de capacidad instalada, y a lo largo de su vida útil, Argentina ahorra 336 millones de dólares, multiplicando por 3 la inversión inicial.  Esto resulta en un beneficio clave para la matriz energética”, se describió.

El presidente de la CEA,  René Vaca Guzmán, expresó que “garantizar las condiciones para un mayor desarrollo del sector eólico, y renovable en general, es crucial para lograr la fiabilidad del sistema, una mayor libertad energética, y una reducción de la dependencia al gas y GNL importados. Además permitirá una mayor exportación de combustibles fósiles, generando un ciclo virtuoso para la economía del país”, agregó.

La CEA agrupa a más de 20 empresas que representan en su conjunto el 70% de la potencia instalada nacional proyectada, con presencia en ocho provincias, entre las cuales se encuentran Santa Cruz, Chubut, Río Negro, Neuquén, La Pampa, Buenos Aires, Córdoba y La Rioja.

Sus miembros, ocupan diferentes lugares en la cadena de valor del sector: como generadores, tecnólogos y fabricantes de componentes eólicos.

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Vista perforó los primeros dos pozos de shale en un área lindante a su desarrollo en Vaca Muerta

Vista, la compañía creada por Miguel Galuccio, anunció a los mercados que sus dos primeros pozos de shale oil perforados en el bloque Bajada del Palo Este arrojaron resultados exitosos, al alcanzar, en abril, un pico de producción promedio superior a los 2.400 barriles de petróleo equivalente diarios por pozo.

La compañía comunicó que los pozos corresponden al pad número 11 y fueron aterrizados en el horizonte de navegación de Vaca Muerta denominado La Cocina. En promedio, los pozos tienen una longitud lateral de 2.224 metros y se completaron con 46 etapas de estimulación hidráulica cada uno.

«El pad 11 continúa probando nuestro track record de excelencia operativa en Vaca Muerta y la alta calidad de nuestro acreage«, afirmó Galuccio, y agregó: «la ubicación de los pozos, cerca del borde con Bajada del Palo Oeste, comprueba nuestro modelo geológico, y a la vez apunta a la continuidad del play dentro de Bajada del Palo Este, donde tenemos más acreage».

Vista, además, destacó que el gradiente de presión de ambos pozos está en línea con los resultados obtenidos en Bajada del Palo Oeste a la fecha. Adicionalmente, las pruebas de laboratorio preliminares que condujo la empresa indican que el grado de densidad API de los pozos es de 30 grados. La compañía opera y es titular del 100% de la concesión Bajada del Palo Este en la cuenca Neuquina, ubicada en la provincia del Neuquén. El bloque cuenta con una superficie de 48.853 acres, reservas probadas de 2.5 MMboe al 31 de diciembre de 2021, y una producción de 1.0 Mboe/d para el cuarto trimestre de 2021. Vista, que hoy es la segunda

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Martínez analizó con la UIA y productoras de gas la situación de provisión para el invierno

El Secretario nacional de Energía, Darío Martínez, sostuvo que “el Sistema gasífero va a estar mucho más robusto este invierno que el año pasado porque la producción de gas argentino que se inyecte en los gasoductos superará la del 2021, a lo que se le suma la provisión desde Bolivia, por un volumen que será similar al suministrado el año pasado”.

Cabe señalar que, en forma complementaria a estas provisiones, Energía aún está desarrollando (vía IEASA) licitaciones para la compra de cargamentos de GNL, un insumo muy demandado y cuyo precio se cuadriplicó en el mercado internacional, sobre todo desde que se desató la guerra entre Rusia y Ucrania.

El funcionario encabezó un encuentro con las autoridades de la Unión Industrial Argentina (UIA) y las empresas productoras de hidrocarburos para analizar el panorama de la producción y el abastecimiento de gas en el país, refirió un comunicado de Energía.

En las últimas semanas el gobierno y las empresas industriales vienen evaluando la disponibilidad de este insumo en el otoño e invierno (de alta demanda residencial) y los posibles efectos en la actividad fabril.

En particular, Martínez realizó un repaso de las medidas ejecutadas en materia de producción de gas y petróleo desde el momento en que asumió la cartera energética, centradas en generar las condiciones para un incremento en la producción y en mejorar la capacidad del sistema de distribución.

“Lo primero que hicimos para revertir el declino fue lanzar el Plan Gas.Ar., que comenzó a funcionar en diciembre de 2020 y actualmente nos permite superar permanentemente los niveles de producción”, explicó.

A su vez, resaltó que uno de los objetivos de Plan consistió en garantizar la disponibilidad de mayor volumen de gas para la industria nacional: “el Plan está diseñado para que las productoras de gas tengan que disponer del 30% de su producción a disposición de la industria”, puntualizó.

Martínez explicó que los resultados en incremento de la producción se inscriben en una segunda etapa de medidas como el inicio de la construcción del gasoducto Néstor Kirchner y el conjunto de obras del Sistema de Gasoductos Transport.Ar Producción Nacional.

“El gasoducto es una obra estratégica que va a generar un círculo virtuoso para que se siga incrementando la producción, que haya más gas para las industrias y más trabajo para los argentinos, además, nos permitirá ahorrar divisas que hoy se destinan a la importación de GNL”. Y agregó: “Mañana el Presidente va a encabezar en Neuquén un acto muy importante por el inicio de la primera etapa de la obra”.

Hasta ahora el gobierno encaró la licitación para la provisión de los caños del ducto (casi 600 kilómetro de extensión) en su primera etapa. También la licitación para la compra de válvulas y otros materiales, pero resta definir quien o quienes realizarán las obras del tendido.

Además del emblemático gasoducto Néstor Kirchner como obra principal, el Sistema de Gasoductos Tranport.Ar Producción Nacional implicará la ampliación del Gasoducto NEUBA II (Ordoqui), la construcción de los tramos finales en AMBA Sur y Norte, la reversión del Gasoducto Norte en sus etapas I y II, y la ampliación del Gasoducto Centro Oeste.

El Secretario transmitió a la UIA que con esas medidas de gestión, que permitieron pasar del declino a iniciar un camino de sostenido incremento de la producción, y las orientadas a solucionar las limitaciones del transporte, “el horizonte de mediano y largo plazo para el abastecimiento de gas es altamente favorable”.

Martínez destacó en el encuentro “el reciente acuerdo firmado por el Presidente junto a su par de Bolivia, que asegura 14 millones de metros cúbicos en firme para el Norte argentino, es decir el mismo volumen que se inyectó desde ese país el año pasado”.

A su vez, agregó el funcionario, al completarse el tramo del gasoducto Tratayen-Salliqueló (que el gobierno proyectó para el invierno del 2023) el sector industrial podrá contar con mayores volúmenes de gas disponibles.

Por su parte, el presidente de la UIA, Daniel Funes de Rioja, agradeció la posibilidad de trabajar en conjunto con la Secretaría de Energía y otros sectores de la actividad industrial y señaló que “buscamos garantizar energía para la producción y el crecimiento de las industrias, y proponemos diseñar mecanismos de autoadministración y de coordinación con la Secretaría de Energía y el Ministerio de Producción para optimizar el abastecimiento de gas a la industria”.

Las empresas productoras detallaron a la Secretaría de Energía y a los representantes de la Industria el estado y las expectativas de inversión y producción de cada una de ellas.

Todas coincidieron en que para este año han aumentado sus volúmenes de producción e inyección al sistema, que desde fines del 2021 vienen cerrando contratos de abastecimiento para el presente año con sus clientes industriales y que intentan permanentemente celebrar contratos superiores al año de duración, lo que hasta ahora ha tenido poca receptividad entre los clientes industriales, refirió Energía.

Un comunicado de la Secretaría describió que las empresas productoras resaltaron la robustez que tendrá el sistema de gas este año en comparación con el año pasado y el mayor volumen de gas que hay este año a disposición de los clientes industriales.

El Secretario estuvo acompañado por la subsecretaria de Hidrocarburos, Maggie Videla; el asesor presidencial en materia energética, Ariel Kogan y Agustín Ledola (secretaría de Política Económica de Economía).

El Presidente de la UIA estuvo acompañado por otras autoridades de la entidad junto con sus especialistas del área energética: Miguel Ángel Rodríguez (secretario); Carlos Garrera, (vicepresidente sectorial, ADIMRA), David Uriburu (vicepresidente sectorial, Cámara Argentina del Acero), Diego Coatz (director ejecutivo/economista jefe), Agustina Briner (directora de Departamentos Técnicos), Alberto Calsiano, (jefe del Departamento de Energía), Jorge De Zavaleta, (vicepresidente del Departamento de Energía) y Matías Fernández (secretario Departamento de Energía).

Las empresas productoras de gas y petróleo estuvieron representadas por: Mauricio Nuñez (YPF), Leo Macchia (TECPETROL), Carlos Seijo y Humberto Benedetti (TOTAL), Santiago Patrón Costa (PAMPA), Fabio Jeaumbeaut (PAE), Eugenio Maurette (VISTA), Mariano D’ Agostino (WINTERSHALL), Andrés Agostinelli y Adrián Burtnik (PLUSPETROL), Alejandro  Ocampo (SHELL), Emilio Daneri (CGC).

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Conectando Vaca Muerta: el primer encuentro de networking empresarial de la región.

Distrito Industrial Río Neuquén, Gran Valle Negocios y TSB anuncian el lanzamiento del primer encuentro de networking empresarial de la región, que contará además con actividades -también de relacionamiento- moderadas por Natalia Cajelli del Instituto para el Desarrollo Empresarial de la Argentina (IDEA)

Conectando Vaca Muerta es un espacio pensado para que los diferentes actores puedan generar contactos, vincularse activamente y encontrar oportunidades de negocios: “nuestro objetivo es reunir a empresarios de distintos ámbitos y sectores de Vaca Muerta”, explica Lucas Albanesi, Gerente Comercial del Distrito Industrial Río Neuquén, el primer parque industrial privado de Vaca Muerta cuyas instalaciones servirán como sede del evento.

Para Albanesi, la presencia IDEA “garantiza un cronograma de actividades -charlas, rondas de negocios, meetings- ricas y entretenidas, lejos de las exposiciones unipersonales que a veces pueden tornarse un tanto largas. Y agrega: “Conectando Vaca Muerta será un workshop dinámico y constructivo que servirá para generar relaciones: quienes participan del encuentro se llevarán conocimiento, y conocerán gente fundamental para su negocio».

El Gerente Comercial de Distrito Industrial Río Neuquén, explica que el evento se diagramó en dos bloques: “en el primero ubicamos las rondas de negocios, cuyo objetivo es la generación de contactos y oportunidades de negocios para los presentes (dicho espacio contará con la figura de un moderador que facilitará los intercambios)”, y detalla: “van a ser espacios muy dinámicos, aunque distendidos, actividades de networking enfocadas y guiadas.

El segundo bloque estará destinado a las nuevas tecnologías aplicadas a industrias PyMES. Se tratarán temas como Big Data, tecnologías 4.0 e internet de las cosas (entre otros). Este módulo será moderado por Martín Mafioli, Co Fundador de Rock in Data”, concluye.

Conectando Vaca Muerta cuenta con Andreani Desarrollos Inmobiliarios, Avalian, RR Construcciones, Arbox, Comercial Argentina, Corral Neumáticos, Proshale, JV Servicios, Depósito Fiscal y Aduanero del Neuquén, Gran Valle Negocios, Cesetti Comunicaciones, y TSB como sponsors; con el acompañamiento de Red Parques, Cluster Vaca Muerta, APIA (Asociación de Parques Industriales Argentinos), CAPESPE (Cámara Patagónica de Empresas de Servicios Petroleros), CEIPA (Cámara Empresarial Industrial Petrolera y Afines del Neuquén), ADINEU (Asociación de industriales de Neuquén) y el Consejo Deliberante de Vista Alegre; y con la cobertura de La Mañana de Neuquén, Más Energía, Impacto Económico, Vaca Muerta News y EconoJournal, estos últimos en calidad de Media Partners.

La inscripción puede realizarse a través del sitio web exclusivo del workshop http://conectandovacamuerta.com/ el valor de la entrada es voluntario (aporte mínimo $500) y el 100% de lo recaudado será donado al Club Social y Deportivo Vista Alegre Norte de Vista Alegre. Además, Distrito Industrial Río Neuquén donará el equivalente al 50% de lo recaudado. Los cupos son limitados.

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Los sindicatos petroleros, los grandes ausentes del acto de lanzamiento del gasoducto que encabezará Alberto Fernández

El presidente Alberto Fernández encabezará este jueves un acto en el yacimiento Loma Campana de Vaca Muerta para anunciar el lanzamiento de la licitación del gasoducto Néstor Kirchner. La construcción de esta obra, que permitirá incrementar sustancialmente los envíos de gas hacia Buenos Aires, es una de las medidas más esperadas por el sector. Sin embargo, los líderes de los principales sindicatos petroleros anticiparon que no participarán del acto. Un desplante de esas características retumbará fuerte a nivel político, independientemente de cuáles sean los motivos. A raíz de ello, en el gobierno se están llevando adelante gestiones de último momento para tratar de que los gremialistas no peguen el faltazo.

Fuentes sindicales confirmaron a EconoJournal que no estarán presentes Marcelo Rucci del poderoso sindicato petrolero de Neuquén, Marcelo Vidal, del gremio petrolero de Santa Cruz, Jorge “Loma” Ávila, histórico referente sindical de Chubut, Julián Matamala del sindicato del personal jerárquico de Cuyo ni Manuel Arévalo, secretario general del Sindicato del Personal Jerárquico del Petróleo de Neuquén, Río Negro y La Pampa.

“Problemas de agenda”  

Resulta difícil no hacer una lectura política del faltazo de dirigentes gremiales de este calibre en un evento que va a aglutinar a todos los funcionarios del área energética del gobierno. Aunque dirigentes gremiales consultados por este medio señalaron que las ausencias de este jueves no expresan un conflicto con el gobierno, sino solo “problemas de agenda” porque les avisaron a último momento y ya tenían «compromisos ineludibles».

El gasoducto constituye una obra central para ampliar la capacidad de transporte de gas del país. Unirá la localidad neuquina de Tratayén con la ciudad bonaerense de Salliqueló, 273 kilómetros al norte de Bahía Blanca, y desde allí está previsto que suba hasta San Jerónimo, en el sur de Santa Fe. Permitirá transportar hasta 44 millones de metros cúbicos diarios de gas y el gobierno busca que esté listo antes del comienzo del invierno de 2023.

Además del presidente, estarán Pablo González y Sergio Affronti, presidente y CEO de YPF; el gobernador de la provincia de Buenos Aires, Axel Kicillof; el mandatario neuquino Omar Gutiérrez; el secretario de Energía, Darío Martínez; el gobernador de La Pampa (el gasoducto pasa por esa provincia), Sergio Ziliotto; el presidente de la cámara baja, Sergio Massa; el titular de IEASA, Agustín Gerez; y el interventor de Enargas, Federico Bernal.

También asistiría Federico Basualdo, subsecretario de Energía Eléctrica, quien viene encabezando la resistencia cristinista frente a la suba de tarifas que impulsa el ministro de Economía, Martín Guzmán, quién no asistirá del evento porque está de gira oficial en Washington.

Por fuera de la política, se espera la presencia de ejecutivos de otras petroleras con operación en Vaca Muerta.

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La Industria Eólica reduce en 3250 millones de dólares la necesidad de importación de combustibles en 2022

La transición energética hacia las energías limpias y renovables se ha acelerado en todo el mundo luego de las definiciones tomadas en la COP26 y debido a las cuestiones geopolíticas que este año han generado grandes aumentos en los precios de los combustibles fósiles. 

Para satisfacer la demanda interna, Argentina debe importar combustibles desde diferentes mercados, y en este contexto la apuesta por las energías renovables resulta ampliamente beneficiosa para disminuir la necesidad de divisas del país. Durante los meses de menores temperaturas, el país debe importar un promedio de 44 Mm3/d de gas, de los cuales 31 Mm3/d provienen del GNL. Estas importaciones se realizan por barco desde países como Qatar o Trinidad y Tobago; y por gasoducto, desde Bolivia. 

En este contexto, la generación renovable eólica reduce de manera directa la dependencia al gas y al GNL importados. Durante 2021 la generación producida por el viento aportó 14,8 TWh y de esta manera, se desplazaron 8,5 Mm3/d de consumo de combustibles, equivalentes al 20% de las necesidades durante el período invernal y al 33% del promedio anual. 

Es así que entre 2016 y 2020, gracias al desplazamiento del consumo de combustibles fósiles por la mayor oferta eólica, el ahorro fue de más de 1300 millones de dólares, de acuerdo a un trabajo presentado por la CEA. Este mismo estudio estimó que en 2021 el nivel de generación eólica permitió evitar pagos al exterior en un promedio de 800 millones de dólares anuales. Y para este año 2022, teniendo en cuenta la mayor generación producida por el sector y los mayores precios internacionales, este ahorro es cuatro veces mayor y alcanza los 3.250 millones de dólares. 

A los actuales precios, el costo de combustible por cada MWh desplazado es superior a los 230 u$s/MWh. Es decir, más que triplica el costo de un MWh renovable. Por cada 100 MW eólicos de capacidad instalada, y a lo largo de su vida útil, Argentina ahorra 336 millones de dólares, multiplicando por 3 la inversión inicial. Esto resulta en un beneficio clave para la matriz energética.  

El presidente de la CEA expresó que “garantizar las condiciones para un mayor desarrollo del sector eólico, y renovable en general, es crucial para lograr la fiabilidad del sistema, una mayor libertad energética, y una reducción de la dependencia al gas y GNL importados. Y además permitirá una mayor exportación de combustibles fósiles, generando un ciclo virtuoso para la economía del país”. 

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Diez años más de prórroga para la concesión hidrocarburífera que contará con una inversión de u$s700 millones

El Gobierno prorrogó a partir del 1° de mayo de 2031 por el plazo de 10 años, la concesión de explotación de hidrocarburos otorgada a tres empresas privadas sobre la Cuenca Marina Austral (CMA), a través del Decreto 195/2022 publicado hoy en el Boletín Oficial. Se trata de la superficie correspondiente a los lotes de explotación Argo, Aries, Carina, Fénix, Orión, Orión Norte, Orión Oeste y Vega Pléyade del Área I de la Cuenca Austral. Esta superficie cuenta con un caudal de producción de gas natural del orden de 20 millones de metros cúbicos por día, representando entre el 13,8% […]

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Matías Kulfas: “Hay un montón de inversores internacionales que están mirando a Argentina con interés”

En medio de la polémica por los préstamos a través del unicornio Ualá, el ministro de Desarrollo Productivo confirma que el Plan Argentina 2030 es el sendero a seguir para darle continuidad al crecimiento económico del país durante la próxima década, sin dejar de lado el necesario consenso con todos los sectores sociales, productivos, sindicales y de la oposición. ¿Cuál es tu pronóstico de cómo va a ser la evolución de la economía este año? Yendo al grano, vemos una economía que está en un buen momento, no sin dificultades. Si hace dos años nos hubiesen dicho que en 2022 […]

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Por elevados precios internacionales, Argentina podría exportar US$ 86.737 millones

Según el Banco Central, las cifras suponen un incremento de US $8.645 millones respecto a 2021, y esta nueva previsión se ubicó en US $1.896 millones por encima de lo calculado en su informe de marzo. Las exportaciones argentinas podrían superar los US $86.700 millones en 2022, lo que significará, de concretarse, un salto del 11% respecto a los despachado el año pasado por la suba de los precios internacionales, estimó este martes la Bolsa de Comercio de Rosario (BCR). En su informe sobre Coyuntura Económica, la entidad bursátil proyectó exportaciones por US$ 86.737 millones, lo cual supone un incremento […]

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JPMorgan advierte de fuertes subas en Europa si se embarga el petróleo de Rusia

La Comisión Europea (CE) y el Ejecutivo de la UE, se encuentran trabajando en un documento para prohibir las compras de petróleo ruso, una medida que tiene posiciones en contra de los países miembro del bloque comunitario. La banca de inversión dijo que los precios del barril Brent subiran en un 65% a US$ 185 el barril si Europa proclama un embargo total e inmediato al petróleo de Rusia; a la vez que indicó que la contracción económica de Moscú “fue menos drástica de lo anticipado inicialmente” hasta el momento. El Brent se cotizaba ayer a US $109,48 en los […]

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Empresas ofrecen 25% por seis meses en paritarias petroleras y los gremios exigen que sea por 90 días

Hoy volverán a reunirse en el Ministerio de Trabajo de la Nación y se prevé “una discusión muy dura”. Los gremios rechazaron esto y lo pidieron en 3 meses para así igualar la inflación en alrededor de un 8 por ciento mensual. “El miércoles a las 15 horas nos vamos a reunir nuevamente en el Ministerio de Trabajo de la Nación, hoy fue una jornada muy extensa y dura, en la que sólo pudimos terminar de cerrar la cláusula de revisión de 10 por ciento en marzo y otro 10 en abril, que se van a cobrar juntos en mayo, […]

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Gaido se reunió con la empresa YTEC de YPF para que integre el Polo Tecnológico

El intendente Mariano Gaido participó esta mañana de una reunión junto al directorio de la empresa YTEC, la rama de YPF dedicada a la investigación y desarrollo de la industria energética, donde los invitó a formar parte del Polo Tecnológico. Durante el encuentro, Gaido contó a las y los empresarios el detalle del plan y objetivos del Polo Tecnológico -el parque que reunirá a empresas, organismos y universidades para la investigación científica- y destacó la importancia de que este organismo integrado por YPF y Conicet tenga un rol protagónico en el marco de Vaca Muerta. “Estamos cerca de comenzar la […]

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¿Podemos purificar el aire y eliminar los contaminantes de las ciudades?

La contaminación atmosférica es un problema global al que debemos plantar cara entre todos y desde todos los frentes posibles Cada día hay más noticias relacionadas con la contaminación atmosférica de las ciudades en las que vivimos. Es un problema que no afecta solo a las grandes urbes donde hay un volumen importante de coches e industrias, sino también a ciudades pequeñas y medianas en las que se dan otros condicionantes climáticos. La ONU calcula que entre 6 y 7 millones de personas mueren cada año de forma prematura debido a la contaminación. Y que un 90 % de la […]

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El Panal quiere auscultar motivos y alcance de la crisis energética

En el Centro Cívico preocupa la limitación del abastecimiento de gas a las industrias. En una reunión que esta tarde mantendrán autoridades provinciales con el secretario de Energía de la nación buscará conocer los motivos reales y el alcance de la falta de provisión. Tan previsible como el día o la noche, el invierno se acerca sin que el Gobierno Nacional haya garantizado el aprovisionamiento de gas necesario para abastecer, por igual, al consumo domiciliario y la demanda creciente de una industria que tracciona para dejar atrás los costos de la pandemia. Se informó, hasta ahora, un acuerdo para ampliar […]

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El presidente recibió al gobernador de Tierra del Fuego, Gustavo Melella

El presidente Alberto Fernández mantuvo hoy en Casa Rosada una reunión de trabajo con el gobernador de Tierra del Fuego, Gustavo Melella, con quien analizó el impacto positivo de la prórroga por 10 años de la concesión para la exploración y explotación hidrocarburífera sobre la Cuenca Marina Austral y la aprobación de un plan de inversiones por 700 millones de dólares. Luego del encuentro, el mandatario provincial resaltó que “la provincia de Tierra del Fuego, al igual que el resto del país, viene creciendo en generación de empleo, en inversión privada y en desarrollo”. En ese sentido, remarcó que “el […]

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Energía soberana a largo plazo: el desafío de la transición

La urgente necesidad de pensar la soberanía energética a partir de la incorporación de la variable ambiental y un necesario equilibrio entre la búsqueda de divisas y una transición a mediano y largo plazo. La disparada en el precio del petróleo y el gas natural licuado (GNL), producto del conflicto bélico en Ucrania, con la consecuente preocupación local por el período de importación invernal de energía en un escenario de menguantes reservas en el Banco Central, renueva el siempre vigente debate sobre cómo garantizar la soberanía energética en Argentina. A lo largo de la historia este concepto estuvo inexorablemente vinculado […]

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La autopartista Taranto encara un proyecto de energía renovable por $100 millones

En su visita a San Juan la semana pasada Matías Kulfas, titular de la cartera nacional y el gobernador de San Juan Sergio Uñac visitaron y recorrieron las instalaciones de la empresa Taranto, ubicada en el departamento 9 de Julio. Acompañaron además el ministro de Producción y Desarrollo Económico, Ariel Lucero; el director de la Agencia Calidad San Juan, Eduardo D’Anna; el titular de la empresa, Norberto Taranto; funcionarios del equipo de trabajo del ministro Kulfas, empleados de la empresa. Taranto es una empresa consolidada en el sector autopartista de Argentina y produce autopartes de suspensión, dirección, frenos y embragues. […]

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Exploración offshore en el Mar Argentino: otorgan una prórroga de dos años para áreas de Equinor e YPF

La Secretaría de Energía otorgó una prórroga de dos años para los permisos de exploración hidrocarburífera en el Mar Argentino para tres áreas offshore por las demoras que trajo la suspensión de las actividades producto de la pandemia del Covid-19. Se trata de las áreas AUS 105 y AUS 106 adjudicadas por Equinor (ex Statoil) y para CAN 114, pertenecientes a Equinor e YPF.

Son áreas correspondientes a la Ronda 1 del Concurso Público Internacional Costa Afuera N°1, un proceso de licitación que adjudicó bloques en abril de 2019 para realizar estudios sísmicos en aguas bajo jurisdicción del Estado Nacional y donde 13 petroleras comprometieron inversiones por más de US$ 724 millones en 18 áreas.

La cartera que dirige Darío Martínez publicó hoy en el Boletín Oficial las resoluciones 247, 249 y 250 donde concede las prórrogas para la exploración. Las compañías que fueron adjudicadas de áreas offshore vienen realizando pedidos para que el poder Ejecutivo otorgue la extensión del plazo para el primer período de exploración, que fue afectado por las medidas contra la pandemia. A fines de marzo la Secretaría de Energía habilitó una prórroga para la italiana ENI.

Las áreas

La extensión de los plazos fueron para las áreas AUS 105 y AUS 106 de la compañía noruega Equinor, ubicadas en la Cuenca Austral frente a las costas de la provincia de Tierra del Fuego. Ambas tienen un tamaño de 4.300 km2.

La tercera prórroga fue para el área CAN 114, que comparten Equinor (50%) e YPF (50%), que tiene 7.084 km2 y que está ubicada en la Cuenca Argentina Norte, en el Mar Argentino, a 443 kilómetros de la costa de Mar del Plata. Este bloque es parte de las áreas que están frenadas en la Justicia hasta que no haya una definición de fondo sobre el impacto ambiental.  

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20 de mayo vence plazo para la nueva licitación de paneles fotovoltaicos del Permer en Argentina

La Secretaría de Energía de la Nación lanzó una nueva licitación del Proyecto de Energías Renovables en Mercados Rurales (PERMER), la tercera del 2022 y la segunda en menos de diez días, tras la convocatoria de boyeros solares para pequeños productores rurales en 11 provincias publicada el pasado 11 de abril. 

En esta oportunidad, puntualmente se trata del llamado para la provisión y colocación de equipos fotovoltaicos e instalaciones internas en edificios de 494 centros de atención primaria de salud (CAPS) para las provincias de Catamarca (35), Chaco (52), Chubut (12), Córdoba (11), Jujuy (21), La Rioja (2), Misiones (3), Neuquén (28), Río Negro (10), Salta (129), Santa Cruz (11), Santiago del Estero (173) y Tucumán (7). 

Los oferentes podrán presentar sus propuestas para uno o más contratos (lotes) de manera presencial en la Secretaría de Energía, Proyecto PERMER, ubicada en Avenida Paseo Colón 171, CABA, hasta las 14 horas del 20 de mayo, es decir, dentro de un mes. En tanto que la apertura de sobres se efectuará media hora después. 

Y los lotes de la actual licitación se dividen de la siguiente manera:

Lote 1: La Rioja, Salta A y Tucumán 
Lote 2: Catamarca, Chaco, Córdoba y Misiones
Lote 3: Jujuy y Salta B 
Lote 4: Chubut, Neuquén, Rio Negro y Santa Cruz 
Lote 5: Santiago del Estero A 
Lote 6: Santiago del Estero B

Además, también se detalla que en aquellos casos donde los CAPS posean sistemas fotovoltaicos existentes e instalación eléctrica interna, las empresas deberán remover la totalidad de los componentes, trasladando los rezagos y los componentes potencialmente útiles, como por ejemplo módulos y baterías, a lugares asignados por las provincias. 

De este modo, desde el PERMER también buscan promover el reciclado y dar cumplimiento a las normativas vigentes sobre gestión de residuos provenientes de la desinstalación de equipos existentes y residuos considerados peligrosos.

Por otro lado, el siguiente cuadro indica los requerimientos mínimos que deben ser satisfechos por los kits, de acuerdo con la demanda de energía de los  centros de atención primaria de salud y los valores de insolación de cada región geográfica.

De este modo, el gobierno sigue apostando en tener más energía solar en los mercados rurales y lograr la electrificación de zonas alejadas a las redes, teniendo en cuenta que entre el 2021 y el primer cuatrimestre de este año, ya van diez llamados en total, de los cuales siete ya fueron  adjudicados. 

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Roberto Kozulj: “Argentina en la transición energética tiene oportunidades muy interesantes en términos de exportación”

Roberto Kozulj, investigador en Fundación Bariloche y docente en la Universidad Nacional de Río Negro, brindó detalles acerca de los desafíos y oportunidades que presenta la transición energética para el país. Durante su exposición en el evento «La energía en proyección: una mirada al futuro para Argentina, organizado por AmCham y el IAPG, aseguró que el país tiene la oportunidad de lograr el autoabastecimiento, con la construcción del gasoducto Néstor Kirchner como primera meta para ello. Asimismo, se refirió a la capacidad y voluntad de exportar GNL, pero dando cuenta que ello dependerá de las autoridades y empresas.

Respecto a la transición, remarcó la importancia del gas natural y lo calificó como fundamental en este proceso. También expuso que los mercados de GNL aumentarán, como así también su precio.

Por otro lado, afirmó que Asia -China en particular- requerirá de cantidades crecientes de gas natural y de petróleo, y planteó que existe incertidumbre sobre las reconfiguraciones espaciales y bloques de comercio.

Transición energética

Kozulj argumentó que “pasar de una fuente de consumo a otra implica un cambio de equipamiento, lo cual es virtuoso para los países que lideran el cambio tecnológico, pero no así para aquellos en vías de desarrollo”.

Reparó en la dificultad de modificar lo que consume la industria, los parques vehiculares, el transporte público y los hogares que “han tendido a una mayor eficiencia energética”, frente a la transformación de la matriz de generación eléctrica, incrementando la participación de fuentes como la energía eólica o solar.

Para Argentina, consideró que dicho anclaje de equipamiento “es fundamental porque como actor transformador, su peso es muy bajo pero tiene oportunidades muy interesantes en términos de exportación”, y que en ese sentido la venta de gas natural y la de hidrógeno con captura de CO2 e hidrógeno verde tomarán valor para el país. Por esto, subrayó la importancia de “tener una política energética con un rumbo definido”.

A su vez, puntualizó en los costos que implica el cambio, remarcando que “hoy nadie va a desmontar una planta que funciona a gas para volcarse al hidrógeno por los valores, el país tiene otras prioridades y esto será lento”.

Desglobalización

Frente a la guerra Rusia-Ucrania hay quienes ven que el conflicto y la falta de confianza socavarán la inversión y el comercio y, por lo tanto, desencadenarán un retroceso general de interdependencia internacional, mientras que otros consideran los esfuerzos de Rusia por abrir canales de comercio con India y China como el camino hacia un nuevo orden multipolar. En ese sentido, Kozulj remarcó que “la única certeza que existe es que el mercado de GNL se va a duplicar en los próximos 20 años y esto dará lugar a nuevos oferentes”.

Vinculado a ello, mostró las dificultades a resolver en Argentina. El país, en lo que es la matriz energética tiene una baja participación del carbón mineral, del 85% de combustibles fósiles que se utilizan, el 84% corresponde a petróleo con un 29% y a gas con un 55%, que tiene una fuerte participación en la generación eléctrica.

Por eso, el investigador enfatizó en la continuidad del mercado de gas, y afirmó que la “si bien es cierto que hay una declinación natural la producción de petróleo por la vejez que tienen las cuencas hoy se está produciendo a un nivel cercano a la capacidad de refinación”.

Asimismo, sostuvo que en la recuperación petrolera tuvo un papel importante el petróleo no convencional y expresó que lo mismo ocurrió con el gas natural, dado que “sin ello hubiera sido imposible mantener los valores que se obtuvieron”.

Respecto a esto, aseveró que “si no hay aporte del no convencional es porque no hay una definición política clara sobre qué hacer y a eso se le suma la falta de infraestructura”.

Argentina todavía importa GNL y este déficit todavía no ha sido cubierto, por ello Kozulj concluyó que esto “afecta el costo de la generación eléctrica y del gas distribuido, al monto de los subsidios e incide de manera negativa en el saldo de la balanza comercial”.

En ese sentido, propuso temas a tratar para políticas públicas que se resumen en “eliminar los subsidios o disminuir los costos, que se dé un vínculo entre la demanda agregada y tarifas y uno entre costos del gas natural y el MEM, y que exista una equidad distributiva”, argumentando que también debe surgir un espacio para rediseñar las tarifas eléctricas “sobre todo en las distribuidoras que son reguladas por el ENRE”.

En cuanto a la industria petrolera, explicó que, desde la recaudación tributaria, no se benefician únicamente las provincias petroleras, sino que se genera un efecto que “se traduce en disminuir la coparticipación que reciben dichas provincias en aras de que parte de ello se dirija a zonas menos desarrolladas” y remarcó que “se encuentran desfinanciadas por el cuadro público que se posee, sin el ingreso público estarían en grandes problemas”.

Contexto mundial

El investigador exhibió que en los últimos diez años la economía mundial ha crecido un 2,3% anual, en base a ello, destacó el papel de Asia, aseverando que hoy representa el 40%. A vez, determinó que este crecimiento implicó una demanda energética que arroja números impresionantes en lo que refiere al continente asiático cuyas estadísticas son 1% anual durante el periodo de 2010-2020 y 1,6% entre 2010-2019, “más del 60% de este crecimiento en términos de emisiones significó la incorporación de Asia a una creciente modernidad”, dijo.

En línea con lo anterior, mostró que en los últimos 20 años se ha emitido más del 70%, que, en los 35 precedentes, afirmando que “Argentina sólo participa con un 0,6% total, por lo que cualquier esfuerzo que realizara para evitar el calentamiento global disminuyendo las emisiones no tendría impacto relevante”.

Además, reveló que en la última década se ha tenido un PBI global menos intensivo en el área energética, pero que “la energía y el PBI han sido emisores de CO2 por el crecimiento de la industria pesada que supuso la construcción de la urbanización”.

En base a ello, sostuvo que la transición “supone un mundo más eléctrico y menos intensivo en energía por unidad de PBI” lo cual es positivo en cuanto a las emisiones, pero representa un esfuerzo que, según Kozulj, “será muy desigual a lo largo del mundo”.

También, enlazó la desaceleración de las importaciones de China con el crecimiento de los países nucleados en el G7 y G20, planteando que un 60% y un 85%, respectivamente, de la variación del desarrollo de estos países se altera a la par de las compras de China, es decir, menos importaciones, menos crecimiento de dichas naciones.

Kozulj explicó que el mundo aún continuará con los combustibles fósiles ya que hoy depende de ellos en más de 80%, dado que China posee una matriz fósil del 84%, América del Norte un 80% y Europa un 71%.  

Además, presentó que la matriz de generación eléctrica mundial de 2020 era un 35% de carbón, un 23% de gas natural, 10% de energía nuclear, 16% hidroeléctrica y, en promedio, sólo un 12% en renovables, en donde luego se dio un incremento- que se produjo en las dos últimas décadas- y las renovables tomaron un 38% en mercado, dando como resultado un 28% en carbón y un 23% en gas natural.

Tensión entre bloques

El investigador opinó que hay incertidumbre respecto a los precios por la guerra Rusia-Ucrania. Sin embargo, espetó que, en una mirada a largo plazo, los valores van fluctuando. Además, enunció que los precios del crudo WTI junto con la recuperación de la post pandemia “han llevado a un aumento de los precios que fue anterior a la invasión porque el mundo aun reside en el consumo de los combustibles fósiles”.

Frente a ello analizó el mercado de gas, y exhibió la fuerte dependencia que existe por parte de los países europeos frente a el gas ruso, sin embargo, dio cuenta de un cambio: el ingreso de Estados Unidos como exportador, ocupando el papel del suministro de GNL en ese mercado.

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Título V: el instrumento que podrá dar un respiro a las energías renovables en Puerto Rico

El sector energético renovable en Puerto Rico permanece atento al avance de la implementación de la Ley para la Supervisión, Gerencia y Estabilidad Económica de Puerto Rico (Promesa, por sus siglas en inglés). 

En concreto, consideran que el Título 5 de la Ley, destinado a la Revitalización de la Infraestructura podría ser aprovechado para viabilizar nuevos desarrollos renovables, ya que estos pueden considerarse prioritarios a los fines de dar cumplimiento a los objetivos de transición energética planteados en el Plan Integral de Recursos de la Autoridad de Energía Eléctrica (AEE; PREPA, por sus siglas en inglés).

Al respecto, Arnaldo Bisono, gerente de desarrollo de negocios para AES Puerto Rico, consideró: 

“Los proyectos adjudicados podemos utilizar ese instrumento para que todas las agencias del gobierno estén alineadas”. 

Javier Rúa Jovet – SESA

Como aporte adicional, Javier Rúa Jovet, director de Políticas de la Asociación de Energía Solar y Almacenamiento de Puerto Rico (SESA), se refirió a cómo podrían ser aplicado en los próximos proyectos que resulten adjudicados en los procesos de Solicitudes de Propuestas (RFP). 

“Los grandes problemas de nuestros países es la burocracia gubernamental y la fragmentación de autorizaciones. Presumiendo que los PPAs con renovables Utility Scale se firmen y esté todo bien, pues tienen que construirse y eso requiere todo un proceso”. 

“Lo que se plantea es adoptar el concepto del Título V de la Ley Promesa que es una estructura de una ley federal que teóricamente pudiese hacer de esa mesa de trabajo para que las cosas pasen”.

Ahora bien, también advirtió que un paso más inmediato de incorporación de energías renovables y almacenamiento se podría optar por firmar contratos prioritariamente con Virtual Power Plants. 

“Nada de eso es realmente necesario para una planta virtual que ya está construida, desplegada y lista para aprenderse. Y, si bien hay algunas cosas técnicas que tienen que ocurrir, es la solución más rápida y fácil”, consideró.

Como representante del Gobierno, Francisco Berríos Portela, director del Programa de Política Pública Energética en el Departamento de Desarrollo Económico y Comercio de Puerto Rico, respondió al referente de SESA adhiriendo a su visión pero teniendo ciertos recaudos: 

“Ciertamente, comparto en parte la visión de Javier en la que debemos considerar qué ganamos adicional con ciertos desarrollos, ya sean VPP, agrivoltaics u off-shore wind. Puerto Rico necesita diversificar las alternativas que estamos trabajando” 

“Es un reto que tenemos ahora mismo. Se han iniciado conversaciones sobre cómo reconocemos ese valor y cómo lo cubrimos (…) porque pueden tener costos extraordinarios que encarecen de manera sustancial los precios y buscamos también obtener tarifas económicas. Pero estamos trabajando en identificar cómo podemos combinar esfuerzos de política pública”. 

Aquellos comentarios fueron realizados durante el panel “Focus Puerto Rico: Proyectos Utility Scale & Almacenamiento”. En el cual, también participaron referentes de LUMA Energy, AES Puerto Rico y Power Electronics. 

Acceda a los testimonios completos de estos referentes del sector energético renovable en los canales de YouTube de Latam Future Energy, Invest in Latam y Energía Estratégica. 

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La termosolar Cerro Dominador se potenciará con fotovoltaica y llegará a 600 MW

El pasado 14 de abril, el Servicio de Evaluación Ambiental (SEA) expidió la Resolución de Calificación Ambiental (RCA) -ver- para el proyecto ‘Ampliación Planta Solar Pampa Unión’, que pretende potenciar la planta Cerro Dominador de 210 a 600 MW.

Actualmente, la central combina 110 MW de Concentración Solar de Potencia (CSP), tecnología también denominada ‘termosolar’, y 100 MW fotovoltaicos. En virtud de este nuevo emprendimiento se sumarán 390 MW fotovoltaicos más.

La empresa Cerro Dominador, propietaria de la obra, esperaba poder iniciar construcción del proyecto en noviembre del 2021. Sin embargo, al haber obtenido el RCA días atrás, espera hacerlo próximamente.

Este período de montaje, que implicará inicio del movimiento de tierra para la nueva instalación de faenas y campamento, insumirá el trabajo de unas 270 personas.

De acuerdo a lo calculado por Cerro Dominador, aproximadamente en octubre del 2024 podría estar en marcha esta ampliación.

Por otra parte, la compañía estima que requerirá una inversión de aproximadamente 360 millones de dólares, la cual contempla la instalación de 1.787.625 módulos fotovoltaicos, 210 equipos conversores de potencia nominal de 2,86 MW cada uno y 105 transformadores de 6.500 kVA.

Además, se contempla aumentar la tensión desde los 33 kV hasta los 220 kV para permitir evacuar la energía generada. Se incluyen 2 transformadores de 120 MVA.

Cerro Dominador, la primera central

El proyecto Cerro Dominador se transformó en junio del año pasado en la primera planta termosolar de Latinoamérica en ponerse en marcha.

Está ubicada en pleno desierto de Atacama, el más árido y con mayor radiación solar del mundo, sobre un área circular de más 700 hectáreas, 10.600 heliostatos (espejos) que rodean una torre de 250 metros de altura.

Las sales fundidas de que contiene su receptor se calientan a más de 560 grados Celsius para generar vapor de agua que mueve una turbina que tiene una potencia de 110 MW y una capacidad de almacenamiento de energía limpia de hasta 17,5 horas, lo que permite que el sistema pueda operar durante la noche, ventaja comparativa con una planta fotovoltaica.

Junto con los 100 MW fotovoltaicos, Cerro Dominador llega a los 210 MW solares. De sumársele los 390 MW de la ampliación aprobada por la SEA, la planta llegará a los 600 MW solares, transformándose en una de las más grandes de Latinoamérica.

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El rechazo a la reforma eléctrica trae más certidumbre al sector energético de México

Pasaron pocos días desde que la Cámara de Diputados de México rechazara la iniciativa de reforma eléctrica de López Obrador, al no darle mayoría calificada (dos tercios de los votos) ya que el dictamen terminó 275 votos a favor y 233 en contra durante la sesión extraordinaria del domingo. 

Pero desde el sector renovable del país ya hubo repercusiones al respecto, principalmente considerando la decisión legislativa como favorable para la industria, que puede brindar cierta tranquilidad para las inversiones. 

“Es un revés importante para el gobierno, pero un gran acierto para el sector energético en México, debido a que algunos puntos de la reforma eléctrica tenían implicaciones que, de haberse aplicado, hubieran sido nocivas”, manifestó Jait Castro, presidente de la Asociación Mexicana de la Industria Fotovoltaica (AMIF), en diálogo con Energía Estratégica. 

“Pero esto da certeza a las inversiones ya hechas por los ciudadanos del país, principalmente a las pequeñas y medianas empresas que apostaron por tener sistemas fotovoltaicos en sus techos. De alguna manera, la negativa a la reforma da un poco más de certidumbre, de que las reglas del juego prevalecen”, agregó. 

Bajo esta misma línea, el especialista reconoció como un gran logro el hecho de que se siga la línea del cambio climático y que las acciones del país estén alineadas en cómo reducir las emisiones de gases de efecto invernadero y en cómo sumar más energía renovable a la matriz. 

De todos modos, aclaró que sí se pueden perfeccionar ciertas herramientas, pero que no necesariamente a partir de la modificación de la Constitución o de un cambio rotundo, sino mediante disposiciones administrativas o a partir del manual de interconexión. 

Y uno de los aspectos o segmentos que consideró que puede beneficiarse tras todo el debate generado en torno a la reforma, es la tecnología solar y el almacenamiento en baterías:

“Creo que jugarán un rol muy importante. La incorporación del storage en la ecuación, será el elemento cohesivo que permita mayor penetración de renovables y confiabilidad en la red. Asimismo, el litio para las baterías será un tema relevante en el futuro cercano”, aseguró el presidente de AMIF. 

Mientras que para los próximos meses, prevé que la gran escala tendrá limitaciones por parte del gobierno en lo que refiere a la creación de nuevos parques fotovoltaicos, principalmente desde el lado administrativo mediante la limitación de trámites o dificultando los mismos. 

“Pero por otro lado, la generación distribuida seguirá creciendo [suma más de 2 GW instalados a nivel federal], quizás con menos celeridad que los niveles pre pandémicos, pero esto refuerza y llevará la pendiente a un comportamiento ascendente”, concluyó. 

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Primer paso: UPME habilita solicitudes de asignación de capacidad de transporte

Cumpliendo con el cronograma que incorpora para este año el régimen transitorio de la Resolución CREG 075, la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) publicó la Circular Externa 39 de 2022 (ver), donde se brinda la información necesaria para la elaboración de los estudios de conexión y de disponibilidad de espacio físico de los proyectos.

En virtud de ello, la entidad ha puesto a disposición una herramienta (consultar) que permitirá gestionar solicitudes de asignación de capacidad de transporte y diligencias para obtener o mantener la conexión al Sistema Interconectado Nacional (SIN).

La plataforma no sólo expone cada una de las resoluciones y circulares que se han publicado hasta el momento en la reglamentación de la Resolución CREG 075, sino distintos módulos de solicitudes de conexión, diligencias del mecanismo transitorio e información para estudios de conexión.

De acuerdo al cronograma para este año, desde el 18 de este mes y hasta el 18 de julio tendrán lugar las solicitudes de aclaración sobre la información necesaria para la elaboración de los estudios de conexión y de disponibilidad de espacio físico suministrada por los Transportadores.

Esa misma fecha límite correrá como plazo máximo para la radicación de solicitudes de asignación de capacidad de transporte (Tipo 1) año 2022, otro hito importante de este calendario.

En una entrevista reciente para Energía Estratégica, Germán Corredor, director ejecutivo de SER Colombia, advertía sobre posibles dificultades acerca de esta etapa.

Opinaba que “es un tiempo corto”, más aun considerando que hasta ese mismo día los operadores deberían brindan la información completa sobre su disponibilidad de red.

Para Corredor lo que podría pasar es que algunas empresas distribuidoras y comercializadoras no lleguen a presentar toda la documentación. Si eso pasa, ¿cómo afectaría el proceso?

“Los operadores que presenten la información les permitirán a las empresas presentar solicitudes en esas redes, pero, donde no haya información, tenemos entendido que la UPME aceptaría solicitudes con la última información publicada, para evitar que se queden zonas del país sin proyectos; pero a esto no lo han oficializado”, comenta el dirigente.

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Hitachi Energy presenta sus soluciones alineadas a la transición energética de Latinoamérica

Hitachi Energy, empresa líder en tecnología y soluciones para redes eléctricas, alinea su amplia oferta a los objetivos globales de reducción de emisiones. 

Entre las soluciones que se destacan se puede subrayar la tecnología HVDC (corriente continua de alto voltaje) que la empresa brinda como un habilitador clave para sistemas de energía neutrales en carbono. 

Desde Hitachi Energy señalan que se trata de la alternativa más adecuada y eficiente para  integrar energías renovables y transmitir grandes cantidades de electricidad a largas distancias. 

Aquella tecnología ya forma parte de la interconexión de importantes proyectos alrededor del mundo, ya que la presencia de la empresa en más de 140 países le permiten mantener negocios activos en todas las regiones. 

Casos de éxito se pueden observar operativos en países de Asia y Europa desde hace más de dos años, animando a aumentar su despliegue de este tipo de soluciones en estas latitudes.

La oferta de Hitachi Energy va más allá. En esta región, en concreto en Colombia, Ramón Monras, presidente de Hitachi Energy Latam, mencionó que la empresa ha contribuido con todas las subestaciones encapsuladas en gas de 500 kV, los reactores de potencia y los equipos de alta tensión para Hidroituango de 2.4 GW, varios sistemas de compensación capacitiva para empresas como Isa y otras utilities, sistemas Scada, sistemas de compensación estática, etc. 

Y por si aquello fuese poco, siguen sumando contratos emblemáticos y significativos para contribuir a acelerar la transición energética con energías renovables. Tal es el caso de la planta solar Guayepo Enel Green Power de 491 MW.

Sobre ese proyecto, Ramón Monras, presidente de Hitachi Energy Latam, precisó: “nosotros suministramos todos los equipos de alta tensión con tecnología de aislamiento en aire de 500 kilovoltios acompañada de soluciones de control y protección con grandes beneficios”.

En este mercado, la empresa destaca enormes oportunidades de negocios a partir de nuevas tecnologías. 

Durante un Café Virtual del Consejo Empresarial Colombiano para el Desarrollo Sostenible, el presidente de Hitachi Energy Latam se refirió a la claridad que ofrece al mercado la incorporación de almacenamiento de energía basado en baterías en las subastas, la hoja de ruta del hidrógeno verde y eólica costa afuera. En estos campos, la compañía prevé continuar ganando mercado viendo un alto potencial. 

“Se espera que en los años siguientes haya una capacidad de electrólisis, de separación de las moléculas de hidrógeno y oxígeno a través de electricidad, entre 1.5 y 3 GW; y eso va a requerir entre 2 y 5 GW de energía renovable como eólica y solar (…) En eólica costa afuera hay muchas oportunidades siendo que el potencial es de 50 GW”, detalló Ramón Monras, en relación a los pronósticos que tiene sobre el mercado colombiano. 

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LUMA propone puntos de interconexión para proyectos renovables y almacenamiento en Puerto Rico

Va tomando forma la segunda convocatoria a Solicitudes de Propuestas (RFP, por sus siglas en inglés) para contratar 500 MW de capacidad renovable y 250 MW (1,000 MWh) de capacidad de almacenamiento de energía en Puerto Rico.

Ayer, adelantamos que los datos preliminares de la denominada «Tranche 2 RFP» estaban disponibles en el sitio web del NEPR-IC para comentarios de las partes interesadas.

Avanzado el día continuaron publicando importantes documentos vinculados al proceso. Entre ellos, LUMA Energy, operador independiente del mercado, compartió junto a una descripción general de las alternativas de interconexión, los MW y ubicaciones recomendadas para los puntos de interconexión (POI) de proyectos que se presenten al Tranche 2:

«Para el Tramo 2, LUMA ha identificado un conjunto de puntos de interés y MW destinados a minimizar potencialmente el costo de actualización de red requerido desde la perspectiva de la red de PR. Las actualizaciones de infraestructura física requeridas por POI aún serían necesarias y serían responsabilidad de los desarrolladores», aclara el documento.

Y agrega: «Los MW y ubicaciones recomendados deben considerarse como punto de referencia y están sujetos a modificaciones si hay cambios en los parámetros de flujo de energía, modelos, suposiciones de despacho, cambios de topología, lista de proyectos del Tranche 1, etc., como en cualquier otro estudio de sistema realizado. en otra parte».

Según detalla el borrador al que accedió Energía Estratégica, LUMA además propone definir la tensión de interconexión de 38 kV o de 115 kV y pone a consideración tres escenarios potenciales para el punto de interconexión (POI):

1) Proyecto que se conecta a una Estación LUMA existente (Centros de transmisión, Patios de distribución, Subestaciones) de la Tabla 1: Estaciones recomendadas con actualizaciones de red mínimas requeridas esperadas.

En este caso, la estación existente se ampliaría para incluir interruptores adicionales y las actualizaciones de infraestructura requeridas para interconectar la línea de transmisión entrante del proyecto propuesto.
La propiedad de toda la infraestructura asociada con el POI y las actualizaciones de la red se transferirá a la AEE y será operada y mantenida por LUMA bajo la operación y mantenimiento.
El costo de mantenimiento, repuestos y cualquier reparación o reemplazo del interruptor POI y su trabajo de infraestructura relacionado serán pagados por el Desarrollador.

2) Proyecto que se conecta a una estación LUMA existente (Centros de transmisión, patios de distribución, subestaciones) fuera de la lista proporcionada de PDI en la Tabla 1.

En este caso, la estación existente se ampliaría para incluir interruptores adicionales y las actualizaciones de infraestructura requeridas para interconectar la línea de transmisión entrante del proyecto propuesto.
La propiedad de toda la infraestructura asociada con el POI y las actualizaciones de la red se transferirá a la AEE y será operada y mantenida por LUMA bajo la operación y mantenimiento.
El costo de mantenimiento, repuestos y cualquier reparación o reemplazo del interruptor POI y su trabajo de infraestructura relacionado serán pagados por el Desarrollador.

3) Proyecto de conexión a una línea de transmisión existente como POI. Consulte la Figura 2.

En este caso una nueva Estación Seccionadora segmentaría la línea existente en 2 tramos.
Las actualizaciones de la nueva estación y la red serán transferidas a la AEE y operadas y mantenidas por LUMA bajo la O&M.
El costo de mantenimiento, repuestos y cualquier reparación o reemplazo del interruptor POI y su trabajo de infraestructura relacionado serán pagados por el Desarrollador.

Un detalle no menor sobre los primeros tres puntos es que de requerirse nueva infraestructura, el documento de LUMA propone que esta sea pagada por el promotor.

Para realizar comentarios sobre estas propuestas del operador independiente del mercado sobre las alternativas de interconexión junto a la ubicación y potencia que recomienda en cada caso, las partes interesadas podrán hacerlo a través de la plataforma oficial del «Tranche 2 RFP» https://prebrfp.accionpower.com/

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Las tres condiciones que advierten empresarios para que España sea potencia eólica offshore

En el marco del Foro Eólico Marino se llevó a cabo la presentación del manifiesto para el Desarrollo de Eólica Marina en España, organizado por la Asociación Empresarial Eólica.

El documento está firmado por más de 150 empresas, organizaciones y profesionales que tienen como objetivo “promover el desarrollo de la eólica marina en España ” y la creación de un marco regulatorio para mantener su posición de liderazgo a nivel mundial en la materia.

En una de las charlas realizadas en el foro participaron como invitados Alexandra de Marichalar, Head of Iberia Offshore Wind de Total Energies; Manual Fernández, Director de proyectos en ocean winds; Juan García Domínguez, Gerente de Ventas para el sur de Europa de Vestas.

Fernández destacó tres aspectos necesarios para el desarrollo de la eólica marina en España, cuya hoja de ruta propone 3 GW en funcionamiento al 2030. “Los puntos críticos no dependen 100% de nosotros. Hay muchas tareas que tenemos que gestionar con agentes externos y otros que son responsabilidad de la administración”.

En ese sentido, indicó que lo primero es «lograr una regulación estable, predecible y transparente»En segundo término comentó “Necesitamos también las infraestructuras físicas donde vamos a conectar los parques eólicos, es decir, la red de evacuación, ya sea la existente o la planificada.”

Finalmente remarcó que para asegurar la coexistencia de los parques eólicos marinos con otras actividades que se practican en el mar, se requerirá de buenas prácticas, las que «dependen en un 50% de nosotros, pero también de la otra parte», advirtió el Head of Iberia Offshore Wind Total Energies.

Por su parte, Alexandra de Marichalar destacó que España cuenta con potencial para desarrollar unos 15 GW eólicos marinos con capacidades disponibles. «Con las tecnologías que tenemos al día de hoy, de flotadores, de turbinas, de cables dinámicos, de subestaciones off shore, se pueden desarrollar parques comerciales en España y que deben estar en paralelo con actividades de I+D+i», observó la directiva.

De Marichalar destacó que España cuenta con potencial para desarrollar unos 15 GW eólicos marinos con capacidades disponibles. «Con las tecnologías que tenemos al día de hoy, de flotadores, de turbinas, de cables dinámicos, de subestaciones off shore, se pueden desarrollar parques comerciales en España y que deben estar en paralelo con actividades de I+D+i», observó.

Continuando con la charla, Juan García Domínguez analizó el presente de España en materia de energía eólica marina, al que destacó como “Una oportunidad única”. En este país está aprobada la hoja de ruta para el desarrollo de la eólica marina y Energías del Mar contempla unos objetivos de instalación de eólica flotante de hasta 3 GW.

“Tenemos una situación geográfica y estratégicamente privilegiada con casi 8 mil km de costa, con astilleros, con una infraestructura de puertos muy potentes, empresas del sector naval y red de carreteras consolidadas”. Remarcó el gerente de ventas para el sur de Europa de Vestas.

Asimismo destacó que España tiene recursos privilegiados como son la costa y el viento, además de presencia tecnológica “11 de las 13 soluciones flotantes instaladas a nivel mundial que han sido fabricadas o diseñadas por empresas españolas. Necesitamos un marco regulatorio estable, que nos permita tener esta continuidad”, analizó García Dominguez.

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Potencia y demanda: Los retos de la industria para el hidrógeno verde en España

En el marco del encuentro informativo organizado por Deloitte, titulado “Energías Renovables, Hidrógeno Renovable y Almacenamiento”, Millán García-Tola, Director de Hidrógeno Verde de Iberdrola; Belén Linares, Directora de Innovación de Acciona y Tomas Malango, Director de Hidrógeno de Repsol dieron su visión sobre el futuro del hidrógeno renovable y sus expectativas sobre el PERTE ERHA (Energías Renovables, Hidrógeno Renovable y Almacenamiento).

Uno de los principales temas fue la creación de la demanda de este vector energético, teniendo en cuenta que el plan establece 3 horizontes a alcanzar, divididos en etapas, y sólo existe el consumo creado en la primera de ellas, en las restantes se deberá trabajar para ello. 

Del 2020 al 2024, el PERTE ERHA tiene como horizonte instalar al menos 6 GW de electrolizadores en la Unión Europea (EU) y la producción de 1 millón de toneladas de hidrógeno renovable. En la segunda esos números crecen a 40 GW y 10 millones de toneladas, con vistas a 2030. Y finalmente para 2050 se espera que las tecnologías de hidrógeno renovable deberían alcanzar la madurez y desplegarse a gran escala.

En esa línea, Linares se refirió a la necesidad de unir la demanda ya creada con los proyectos a desarrollarse. «Esto es muy interesante porque va a dinamizar claramente la necesidad de realizar una actividad comercial intensa con este tipo de clientes», resaltó la directora de Acciona.

García-Tola, por su parte, destacó el proyecto que desde Iberdrola construyeron en Barcelona:  «El ayuntamiento tomó la decisión de sacar un proyecto piloto en el cual una licitación pública, hubo un ganador. Por lo tanto es un proyecto que por sí es sostenible», comentó el ejecutivo.

Escala

Por otra parte, Linares se refirió a los proyectos incentivados por el Programa de incentivos a proyectos pioneros y singulares de hidrógeno renovable (Programa H2 PIONEROS): «Son pequeños, comparado con las aspiraciones que podamos tener en nuestras empresas, pero es cierto que para la evolución tecnológica de la electrólisis, son proyectos grandes, porque tecnológicamente son un reto», analizó Linares.

Por su parte, Malango habló de la cantidad y de la viabilidad de estos emprendimientos. «Estamos cerca de los 600 proyectos en el plan” de hidrógeno verde, precisó. Y advirtió: “No sé si nos dará tiempo a ejecutarlos a todos como país”.

El Director de Hidrógeno de Repsol propuso la integración de “toda la cadena de valor”, y la posibilidad de diferenciar los proyectos que “realmente son sólidos, de los que no lo son tanto».

En ese sentido, Linares consideró que “la electrólisis es una tecnología que tiene una curva de aprendizaje importante, a imagen de lo que vivimos con la eólica, la fotovoltaica o lo que estamos viviendo con las baterías».

Y contó su experiencia entre Acciona con Plug Power: «Para tratar de impulsar esta tecnología hemos generado este vehículo que se llama “Acciona Plug”, es el que está desarrollando proyectos de hidrógeno verde, comerciales, singulares e innovadores en España y Portugal».

En esa línea, Malango resaltó las capacidades de Iberia para desarrollarse como una potencia en la producción de este vector energético. Pero, para alcanzar ese fin, se deberán comprometer recursos en los próximos 5 a 10 años. Por ello, valoró la creación del PERTE y su estructura “flexible”, capaz de alcanzar los objetivos que se propone.

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Sindicatos petroleros huelen la debilidad política y reclaman un aumento del 25% en los próximos tres meses

Los secretarios generales de 10 sindicatos petroleros de todo el país se reunieron ayer a primera hora de la tarde en la torre de Puerto Madero de YPF para negociar en privado, un día antes de encontrarse formalmente en el Ministerio de Trabajo, las condiciones de la paritaria salarial del período que va desde el 1 de abril de 2022 hasta el 31 de marzo de 2023. La novedad es que, aunque hace 15 días, cuando se empezó a discutir la recomposición de los sueldos, los gremios habían pedido una suba del 70%, ahora fueron más allá y reclamaron un incremento salarial del 25% para los próximos tres meses (abril, mayo y junio) con un adicional del 9,5% que surge de la aplicación de la claúsula de revisión por inflación de la paritaria anterior.

Marcelo Rucci, que en los cinco meses que lleva como secretario del sindicato de Neuquén, Río Negro y La Pampa logró conformar un bloque común con el resto de las organizaciones petroleras, lo puso en estos términos consultado por EconoJournal: “La inflación de marzo que midió el Indec fue del 6,7%, pero en Neuquén, Santa Cruz y otras provincias la suba de los precios fue mucho más alta. Se ubicó cerca del 8% o incluso 9%. Lo que hicimos fue prever que la inflación de los próximos tres meses se va a mantener en los niveles de marzo y por eso exigimos un aumento salarial del 25 por ciento”.

Los gremios y las cámaras petroleras —lideradas por YPF y Pan American Energy (PAE)— se verán las caras hoy al mediodía en las oficinas de la cartera que dirige Claudio Moroni en Leandro N. Alem. Los gremios huelen la debilidad política del gobierno, que se extiende también a YPF, la petrolera controlada por el Ejecutivo. Por eso, decidieron acelerar. Incluso no descartan convocar a un paro de actividades si hoy no hay un acuerdo. El contexto los favorece para negociar, dado que el presidente Alberto Fernández está viajando el jueves a Neuquén, junto con una decena de funcionarios, para anunciar el lanzamiento del gasoducto Néstor Kirchner, una obra clave para el sistema gasífero nacional y en especial para Vaca Muerta. Nadie en el Ejecutivo quiere enfrentar una medida de fuerza de los gremios petroleros pocas horas antes del acto.

Rucci, Claudio Vidal, líder del sindicato de petroleros privados de Santa Cruz, y otros referentes como Jorge ‘Loma’ Ávila, de Chubut, saben que la falta de liderazgo en el sistema de poder genera una ventana de oportunidad para alcanzar una paritaria que está por encima de lo que habían imaginado. Este medio publicó en febrero que el ascenso de Rucci marcaba el final del sindicalismo conciliador y pro-sistémico que encarnaba Guillermo Pereyra, anterior líder del gremio petrolero de Neuquén.

Día clave

Habrá que ver qué sucede hoy, pero no sería descabellado que los sindicatos logren que las petroleras les reconozcan una suba en el trimestre del 21% o 22% entre abril y junio, según coincidieron las fuentes consultadas. Eso dejaría a los gremios en dirección a anualizar una paritaria 2022-2023 de entre un 85% y un 100% de aumento salarial, muy por encima de la pauta que fijó el gobierno.

Así lo admiten, por lo bajo, las propias empresas petroleras, que en lo formal a través de la Ceph, la cámara que nuclea a las empresas productoras de hidrocarburos, ofrecieron ayer un aumento salarial del 30% para los próximos seis meses. Con ese proyectaban llegar a un incremento anual del 60%, un porcentaje cercano al 70% que habían pedido los gremios hace dos semanas.

Rucci, sin embargo, precisó cuál será el criterio para discutir paritarias a lo largo de 2022. “Se equivocan las empresas al instalar que vamos a reclamar un aumento del 100% en todo el año. No es que vamos a reclamar un 25% de aumento en cada trimestre. Veremos qué sucede con la inflación. Si en lugar de ser un 6% mensual, baja a un 4% o a un 3%, vamos a bajar nuestra exigencia. Pero hoy la realidad marca que los precios están subiendo y por primera vez en 12 años, queremos lograr una paritaria que realmente implique una suba de los salarios y no una recomposición que, a la larga, termina perdiendo con la inflación”, indicó en diálogo telefónico con este medio.

En la reunión de ayer en YPF, la máxima autoridad presente de la petrolera fue Marcelo Aldeco, director de Relaciones Laborales de la compañía. Llamó la atención la ausencia del CEO Sergio Affronti y del presidente Pablo González, que en el cierre de la paritaria del año pasado se preocupó por estar en la foto con los sindicatos.

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Prorrogan hasta 2041 la concesión offshore del Estado Nacional en la Cuenca Marina Austral

El gobierno nacional prorrogó, a partir del 1° de mayo de 2031 y por el plazo de diez (10) años, la concesión de explotación de hidrocarburos offshore sobre la superficie de los Lotes de Explotación “ARGO”, “ARIES”, “CARINA”, “FÉNIX”, “ORIÓN”, “ORIÓN NORTE”, “ORIÓN OESTE” y “VEGA PLEYADE” del Área I de la Cuenca Austral, perteneciente a la Cuenca Marina Austral, en lo que respecta a la superficie bajo la jurisdicción del Estado Nacional.

La prórroga de la concesión (que fuera otorgada en 1994), fue concedida a las empresas titulares de tal concesión Total Austral sucursal argentina, Wintershall Dea Argentina, y Pan American Sur, que tienen una participación asociada de 37,5 %, otro 37,5 %, y 25 por ciento, respectivamente, en los términos de la Ley 17.319 (de Hidrocarburos) y sus modificatorias y normas complementarias.

La medida fue dispuesta a través del decreto 195/2022 en respuesta a una solicitud formulada por estas empresas y luego de la evaluación técnica, legal y económica realizada por el gobierno, respecto de los compromisos contractuales vigentes, y los futuros ahora establecidos.

El decreto publicado en el Boletín Oficial delimita los lotes del Área I de la Cuenca Austral ya referidos, (de acuerdo con las coordenadas en la Proyección Gauss Krüger), con una superficie aproximada de 1.948,57 kilómetros cuadrados, y aprobó el Plan de Inversiones y Obras comprometido por las empresas concesionarias para el período de prórroga de la explotación (1° de mayo de 2031 a 30 de abril de 2041), que representa  una inversión total de US$ 700 millones.

La empresa formalmente designada Operadora del área (Total Austral) remitirá en forma anual a la Autoridad de Aplicación Nacional los informes específicos que den cuenta del avance y cumplimiento en la ejecución del Plan de Inversiones y Obras mencionado y sobre el abandono de los pozos y las instalaciones, y cumplimentará las demás obligaciones de información establecidas en la normativa vigente y/o de la que se dicte en el futuro, señala el Decreto firmado por el Presidente Alberto Fernández, el Jefe de Gabinete, Juan Manzur, y el ministro de Economía, Martín Guzmán.

“El cumplimiento del Plan de Inversiones y Obras que se aprueba es condición para la vigencia de la concesión que en virtud de este acto se prorroga”, puntualiza el texto.

Asimismo, el Decreto estableció “en la suma de US$ 15.270.403 el monto del bono de prórroga que regula la Ley 17.319, con la modificación introducida por la Ley 27.007 (actualización de cánones hidrocarburíferos).

“La suma indicada deberá ser depositada por las empresas Total Austral S.A.;  Wintershall Dea  y Pan American Sur S.A., en función de sus respectivos porcentajes de participación, dentro de los noventa  (90) días hábiles a contar a partir del día siguiente de la fecha de notificación (de la prórroga) en pesos, al tipo de cambio vendedor del Banco de la Nación Argentina vigente al cierre del último día hábil anterior al del efectivo pago, mediante cheque No a la Orden a favor de la cuenta que le será comunicada por la Autoridad de Aplicación Nacional al momento de dicha notificación”.

Asimismo, el decreto 195/2022 estableció que “a partir de la entrada en vigencia de la prórroga las empresas concesionarias pagarán al Estado Nacional un porcentaje del 15 %  (quince) en concepto de regalías sobre el producido de los hidrocarburos extraídos de los lotes del Área CMA-1 bajo su jurisdicción”. Hasta ahora dichas regalías eran del 12 por ciento.

En los considerandos del Decreto 195 se explica que la prórroga solicitada “se refiere a la superficie que se halla bajo la jurisdicción concedente del Estado Nacional, por estar ubicada más allá de las Doce (12) millas marinas medidas desde las líneas de base establecidas por la Ley 23.968, hasta el límite exterior de la plataforma continental, conforme con lo establecido por los artículos 1° de la Ley 17.319 y sus modificatorias y la Ley 26.197” (Ley Corta), que reconoce la pertenencia a las provincias de los yacimientos ubicados en sus territorios, incluídos los offshore hasta las 12 millas marinas.

Asimismo, el Decreto puntualiza que “la solicitud de prórroga realizada por los concesionarios de explotación se fundamenta en la necesidad de contar con un horizonte temporal más amplio dada la complejidad y los elevados costos que implica la explotación de hidrocarburos costa afuera”.

“Se estima que el otorgamiento de la prórroga permitirá continuar con el desarrollo de las inversiones en el área, con el fin de mantener un caudal de producción de gas natural del orden de veinte millones de metros cúbicos por día (20 MMm³/día) representando entre el 13,8 % (2011) y el 16,7 % (2020) del total del gas natural producido en el país”, se destaca.

El Área CMA-1 cuenta con 260 pozos que producen diariamente un volumen aproximado de 20,6 MMm³/día de gas natural y 888 m³/día de petróleo, habiendo sido la producción total para el año 2020 de 7.508 MMm³ de gas y de 324.120 m³ de petróleo con un monto total de inversiones para el mismo año de US$  24.180.000.

En cuanto a los valores correspondientes a los lotes en jurisdicción del Estado Nacional, la producción diaria asciende a 13,8 MMm³ de gas natural y a 415 m³ de petróleo, con una acumulada anual de 172.643 m³ de petróleo y 5.053 MMm³ de gas, con 49 pozos y una inversión de US$ 13.820.000.

En cuanto a la ejecución de las inversiones, el Decreto 195 describe que “los últimos datos definitivos correspondientes al cierre del año 2020 determinan que ascendieron a US$ 952.000.000 en lo que respecta a la superficie bajo jurisdicción del Estado Nacional, y a la suma de US$ 1.140.000.000 respecto de la fracción correspondiente a la Provincia de Tierra del Fuego, Antártida e Islas del Atlántico Sur,  alcanzando la suma de US$ 2.092.000.000) para toda la concesión.

Las reservas hidrocarburíferas de la totalidad del Área CMA-1 al fin de la concesión, calculadas al 31 de diciembre de 2020, ascendieron a 3.670.000 m3 de petróleo y a 64.471 millones de m³ de gas natural.

En tanto, los valores correspondientes a la porción de la concesión ubicada en la jurisdicción del Estado Nacional son de 2.260.000 metros cúbicos de petróleo y de 42.490 millones de metros cúbicos de gas.

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“La extensión de la concesión es un hito importante para la decisión final de inversión en Fénix”

Wintershall Dea, uno de los grandes productores de gas de la Argentina y socio del consorcio CMA-1, que explota la mayoría de los yacimientos de gas de la Cuenca Austral, informó en un comunicado que la prórroga de las concesiones de las áreas offshore frente a las costas de Tierra del Fuego “es un hito importante para la decisión final de inversión” para el proyecto Fénix. Hoy, el gobierno publicó un el decreto 195/2022 donde extiende el plazo de concesión por 10 años (hasta 2041) a ocho áreas costas afuera, en jurisdicción del Estado Nacional.

La petrolera resaltó que el proyecto Fénix es “muy prometedor” y que “con infraestructura onshore ya existente, que proporcionará importantes volúmenes de gas natural por más de 15 años, con una producción máxima de unos 10 millones de m³ de gas al día”. Como publicó hoy EconoJournal, se trata de un proyecto de producción de gas natural con una inversión prevista de alrededor de US$ 1.000 millones. El consorcio a cargo del proyecto Fénix está conformado por TotalEnergies, Wintershall Dea y PAE.

Manfred Boeckmann, managing director de Wintershall Dea Argentina, señaló: «estamos muy contentos con la extensión de la licencia. Tierra del Fuego es un eje central del suministro energético de Argentina y de nuestra cartera. El gas producido allí es fundamental para la demanda energética argentina. En la actualidad, nuestros yacimientos del grupo Cuenca Marina Austral (CMA-1) producen alrededor de 18 millones de m³ al día, lo que equivale a alrededor del 16% de la producción media de Argentina. CMA-1 tiene el potencial de seguir asegurando el suministro de energía al mercado argentino a largo plazo”.

Y agregó que “para nuestro futuro proyecto Fénix, la concesión de la ampliación de la licencia es un hito importante para la decisión final de inversión prevista. Seguiremos trabajando a toda velocidad, junto con nuestros socios de CMA-1, para lograr dicha inversión en el plazo previsto».

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Argentina activará el proyecto Josémaría

Se trata del proyecto Josemaría. “Esto es más trabajo y más estabilidad para todos y todas”, dijo el subsecretario de Minería, Andrés Vera. El gobernador Sergio Uñac destacó que “generará más de 4.000 puestos de trabajo durante la etapa de construcción, siendo una de las inversiones más grandes del país”.

El subsecretario de Minería, Andrés Vera, destacó que el país “volverá a producir cobre” a partir de una inversión de “más de US$ 4.000 millones” en la provincia de San Juan para explotar el proyecto Josemaría.

Del mismo modo, el secretario de Política Tributaria, Roberto Arias, consideró una “extraordinaria noticia” la aprobación del gobierno sanjuanino de la Declaración de Impacto Ambiental para el comienzo de la etapa de explotación de la mina Josemaría.

“Comienza la explotación de un nuevo proyecto minero con un potencial gigantesco. Generará empleo privado de calidad, trae divisas al país muy necesarias y recursos al fisco provincial y nacional”, subrayó Arias.

Por su lado, el gobernador sanjuanino, Sergio Uñac, subrayó que “este importante proyecto minero generará más de 4.000 puestos de trabajo durante la etapa de construcción, siendo una de las inversiones más grandes del país”.

El gobierno sanjuanino aprobó el lunes la Declaración de Impacto Ambiental para el comienzo de la etapa de explotación de la mina.

Josemaría es un proyecto minero de cobre y oro localizado en el departamento Iglesia, a 410 kilómetros de la ciudad de San Juan y a 10 kilómetros del límite con Chile.

El proyecto, del canadiense Grupo Lundin, cuenta con recursos por 6,7 millones de libras de cobre, 7 millones de onzas de oro y 31 millones de plata, y una vida útil del yacimiento estimado en 19 años.

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Pese a que aún no compró el gas para junio, IEASA reprograma la llegada de cargamentos de LNG que debían arribar en mayo

La empresa estatal IEASA (ex Enarsa) adquirió a fines de marzo ocho cargamentos de Gas Natural Licuado (LGN, según la sigla en inglés) para cubrir la demanda del fluido durante mayo y la primera semana de junio. Por esos cargamentos acordó desembolsar una cifra promedio record de 39 dólares por millón de BTU con picos de hasta 45 dólares. Sin embargo, en los últimos días comenzó a negociar con los traders y proveedores a fin de reprogramar la llegada de esos ocho cargamentos. IEASA está esperando a reestructurar el calendario de llegada de los buques ya adquiridos antes de salir a licitar los cargamentos de LNG para junio y julio, los más meses más complicados en cuanto al despacho de gas. Se estima que la empresa que dirige Agustín Gerez saldrá en los próximos días con una licitación para importar entre 8 y 10 cargamentos para junio. El aumento sostenido del precio del gas (Henry Hub) en EE.UU. no hace más que complicar todavía más el escenario internacional de precios del LNG.

¿Por qué IEASA está reprogramando el despacho del LNG que adquirió hace exactamente un mes atrás? ¿Es normal que exista un replanteo de este tipo tan poco tiempo después de haber concretado las compras? ¿O evidencia una planificación deficiente por partes de las autoridades energéticas? La respuesta se ubica a mitad de camino.

Son tres motivos los que inciden en la cuestión.

Un guiño del clima. En abril mejoró rotundamente el perfil de la generación hidroeléctrica en Yacyretá y Salto Grande. Por la crecida de los ríos Paraná y Uruguay, ambas centrales generan hoy casi al límite de su capacidad, por lo que sumaron unos 1200 megawatt (MW) de potencia disponible al sistema, ahorrando el consumo de unos 8 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/día) de gas. Salto Grande tiene 14 máquinas instaladas. A principios de marzo generaba energía con 2 máquinas y producía 80 megawatts promedio por día, mientras que hoy produce con 14 máquinas y la producción está cerca de los 900 megawatts. Yacyreta tuvo una producción promedio de 40 gigawatts horas por día cuando durante marzo fue de 24 gigawatts.Más gas de Bolivia. La mayor disponibilidad de gas desde Bolivia desplazará la demanda de combustibles líquidos (gasoil y fuel oil) y también de LNG desde las terminales de Bahía Blanca y Escobar. Si bien la adenda con contrato con YPFB aún no fue firmada, se anunció que a partir de mayo empezarán a ingresar 14 MMm3/día de gas contra los 8-10 millones que proyectaba el gobierno argentino hasta hace 30 días.Coordinación deficiente. Como consecuencia de la deficiente coordinación entre la Secretaría de Energía, el Ministerio de Economía y la propia IEASA, se compraron más cargamentos de LNG para mayo de los que se tendrían que haber comprado. “Las primeras ventanas de entrega (los días en que deben entregarse los barcos) estaban muy apretadas al inicio del mes. Eso fue un problema que derivó de la mala coordinación. Por suerte, ahora la articulación entre las distintas dependencias controladas por el gobierno es mejor”, explicaron en un despacho oficial.

Como resultado de esa triada de factores, hoy IEASA tiene más LNG comprado del que efectivamente necesita. Por eso, está negociando con los proveedores (traders como Trafigura, Vitol y Glencore y empresas productoras como TotalEnergies) para retrasar para junio o julio la llegada de los cargamentos o incluso postergar el arribo para el invierno de 2023. “Con el diario del lunes, uno puede decir que no habría que haber comprado tanto LNG, pagando además un precio record de casi 40 dólares por millón de BTU. Pero también es cierto que hay muchísima más agua en Yacyretá que a principios de marzo”, matizó un consultor bajo reserva de nombre.

Algo similar ocurre con el gasoil que adquirió Cammesa, la compañía mixta que administra el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), que al igual que IEASA está controlada por funcionarios y directivos referenciados con la vicepresidenta de la Nación, Cristina Kirchner.

Algunos de los cargamentos de gasoil que Cammesa que había contratado para el mes próximo. Al mismo tiempo, la empresa controlada por el Estado sigue sin haber adquirido cargamentos para el invierno, cuando se registra el pico de la demanda.

Una de las funciones de IEASA es calcular cuál será la demanda del sistema de acuerdo a las temperaturas proyectadas en distintos escenarios. En este caso evidentemente supuso que mayo iba a ser más frío de lo que ahora se estima. Por ese motivo, inició gestiones reservadas con los traders para postergar esos envíos ya sea para junio o julio o directamente para el año próximo.

Los envíos de LNG

IEASA se aseguró a fin de marzo el envío de tres cargamentos a la terminal de Bahía Blanca durante el mes próximo. Trafigura, Gunvor y Naturgy se adjudicaron un buque cada uno y, según pudo confirmar EconoJournal con fuentes privadas, la empresa estatal se contactó con las tres empresas para reprogramar esos envíos.

Los otros cinco cargamentos adquiridos deberán llegar a la terminal regasificadora de Escobar. La francesa TotalEnergies suministrará tres cargamentos, mientras que Vitol, uno de los tres mayores traders del planeta, se adjudicó otros dos. De esos cinco, IEASA está tratando de reprogramar al menos dos.

Combustibles líquidos

Al mismo tiempo la empresa se había asegurado seis cargamentos de combustibles líquidos para mayo, tres de gasoil y tres de fueloil. La empresa había licitado 12 barcos y recibió ofertas por todas las ventanas de entrega especificadas, pero terminó adquiriendo solo la mitad. La decisión sorprendió a los operadores porque el LNG lo pagó a 39 dólares por millón de BTU en promedio, mientras que por el gasoil desembolsó menos de 30 dólares por millón de BTU.

De esos seis cargamentos, EconoJournal confirmó que al menos reprogramó los tres de gasoil que ahora llegarán en junio.

El mal cálculo de IEASA se suma a la falta de coordinación que llevó a que CAMMESA dejara flotando en el Río de La Plata tres cargamentos de gasoil por falta de encaje, mientras la cadena de abastecimiento cruje por falta de combustible, tal como informó EconoJournal el pasado 5 de abril.

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Neuquén: En agosto comenzará la nueva etapa petrolera en El Trapial

Se pondrán en marcha los equipos para el desarrollo de hidrocarburos no convencionales. Lo adelantó el gobernador Omar Gutiérrez. Tras su viaje de trabajo a Houston (Texas) el gobernador Omar Gutiérrez inició una nutrida agenda aquí, en la provincia. Esta mañana, durante actividades que compartió con el vicegobernador Marcos Koopmann y el intendente Mariano Gaido, adelantó que en agosto próximo se pondrá en marcha el ingreso de El Trapial al desarrollo de hidrocarburos no convencionales a gran escala. Señaló que en su viaje a Estados Unidos pudo constatar que “Neuquén sigue gozando de excelente credibilidad, confianza y buen nombre”. Recordó, […]

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Omar Gutiérrez pedirá al presidente de la nación la renovación del contrato de Oldelval

Esta acción tiene la finalidad de ampliar la capacidad del oleoducto. Fernandez llegará el jueves para lanzar el gasoducto Néstor Kirchner. El gobernador Gutiérrez dijo este lunes que planteará al presidente Alberto Fernández la necesidad de renovar la concesión del transporte de petróleo hacia Puerto Rosales, en Bahía Blanca, a la empresa Oldelval. El convenio vence en 2028 pero el mandatario neuquino ya había señalado que esto debe cerrarse antes para garantizar las inversiones de parte de las empresas productoras. “Es muy importante que se pueda renovar de manera anticipada este oleoducto para que no se produzca un cuello de […]

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Alberto Fernández participa esta semana del lanzamiento del gasoducto Néstor Kirchner

Neuquén y las operadoras de la región estiman que se podrán extraer de Vaca Muerta 140 millones de metros cúbicos de gas por día para 2030. El presidente de la Nación, Alberto Fernández, visitará el próximo jueves 21 de abril la operación de Yacimientos Petrolíferos Fiscales (YPF) para dar inicio a la construcción del gasoducto Néstor Kirchner; una obra fundamental para poder ampliar la capacidad de transporte de gas e impulsar al país como un gran productor de energía. La visita del mandatario coincidirá con la “nacionalización de YPF” en 2012, cuando la Cámara de Diputados convirtió en ley la […]

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Darío Martínez convocó a ministro e industrial de Córdoba a una reunión por el gas

La invitación está formulada para hoy a las 18, en la sede de la Secretaría de Energía, de la calle Hipólito Yrigoyen al 200, en el centro porteño. El secretario de Energía, fijó para hoy un encuentro con el ministro de Industria, Comercio y Minería de Córdoba, Luis Accastello, y representantes de la Unión Industrial de esa provincia, a una reunión de trabajo para analizar la temática relativa a la provisión de gas natural durante los meses de invierno, tras formulado por el sector fabril la semana pasada. “He convocado al ministro Accastello y a los industriales cordobeses a una […]

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El GLP es el único combustible que la Argentina tiene en abundancia

Lo sostuvo Gustavo Salustri, titular de estaciones de carga del carburante. Por su bajo costo, hay pedidos constantes para utilizarlo como impulsor de vehículos El uso del gas licuado de petróleo (GLP) para impulsar vehículos sigue en constante crecimiento en Misiones. El combustible puede agregarse, con la conexión de un tanque especial, al suministro de motores nafteros. Actualmente cada litro de GLP cuesta 72 pesos, casi la mitad que un litro de nafta súper. Según Gustavo Salustri, titular de Salustri SA, la ventaja más destacable del carburante es que (a diferencia del resto) no registra escasez. Y analizó que de […]

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El CEPA sostiene que YPF deberá liderar el proceso de transición energética

Así lo indica un informe del Centro de Economía Política (CEPA). YPF deberá liderar el proceso de transición energética marcando el rumbo para los actores privados del sector, de acuerdo con un informe del Centro de Economía Política (CEPA), en el que se destacó que el proceso de nacionalización de la petrolera fue el que permitió “el cambio la tendencia declinante de la producción” de hidrocarburos y liderar el desarrollo de los recursos de Vaca Muerta. “El proceso de transición energética que se está dando en el mundo, impone un tiempo limitado para poder valorizar los recursos de gas y […]

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Dueños de estaciones de servicio buscan que el gobierno garantice el gas para GNC

El 1ro de mayo finalizarán algunos contratos del Plan Gas Ar, donde se establecen las condiciones de compra de gas natural destinado al GNC y en la que la Secretaría de Energía dispuso atar el precio del fluido a la evolución de los valores de la nafta súper de YPF. Los oferentes retiraron las propuestas en varias provincias y las bocas de expendio estarán obligadas a interrumpir su labor si no se renuevan los acuerdos del Plan Gas Ar o se llega a un entendimiento para un nuevo mecanismo. En la región del Litoral del país, hay alrededor de 30 […]

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La OPEP afirma que la oferta de petróleo de Rusia es irremplazable y advierte por una crisis de suministro

“Podríamos ver potencialmente la pérdida de más de 7 millones de barriles por día de las exportaciones rusas de petróleo y otros líquidos, como resultado de las sanciones actuales y futuras u otras acciones voluntarias”, dijo el secretario general de la organización petrolera, Mohammad Barkindo. La Organización de los Países Exportadores de Petróleo (OPEP) dijo a la Unión Europea que las sanciones presentes y futuras sobre Rusia podrían crear una crisis de suministro de crudo y que es “casi imposible” reemplazar la oferta rusa. Pese al escenario descripto, la organización habría desoído el pedido de Europa de incrementar la producción. […]

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General Villegas tendrá gas natural tras una inversión de $ 1.300 millones

La distribuidora de gas Camuzzi habilitó formalmente la obra. Beneficiará a 4.500 familias, a industrias y a estaciones de GNC de esa localidad. La distribuidora de gas Camuzzi habilitó formalmente la obra que le permitirá a la localidad de General Villegas abastecerse con Gas Natural en lugar de Gas Licuado de Petroleo, lo que beneficia a 4.500 familias, a industrias y a estaciones de GNC de esa localidad. Este importante desarrollo energético que demandó una inversión de $1.300 millones, contempló la incorporación de 53 kilómetros de cañería, 2 estaciones reguladoras de presión (ERPs), como así también la reconversión de todos […]

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Entre Ríos: Gualeguaychú construirá su Tercer Parque Solar

En el Parque de la Estación y enmarcado en un paseo interactivo se construirá un nuevo parque solar que generará energía limpia para las instalaciones del corsódromo, museo del carnaval y centro de convenciones En la mañana de ayer, en el Salón de la Memoria se llevó a cabo la apertura de sobres de la licitación del tercer parque solar municipal, proyecto que se desarrollará en el cuadrante noroeste del Parque de la Estación sobre calle Maestra Piccini. En el acto, se encontraban presentes el intendente Esteban Martín Piaggio, la vice intendenta Lorena Arrozogaray, el secretario de gobierno Agustín Sosa, […]

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Mejora la infraestructura de energías renovables en los Parques Nacionales Patagonia y Perito Moreno

Se alcanzó un incremento significativo en la generación de energía fotovoltaica y comunicaciones radiales para seccionales ubicadas en áreas remotas, mejorando la calidad de vida y seguridad de los guardaparques destinados a las mismas. Entre el 30 de marzo y el 11 de abril personal de los Programas de Energías Alternativas y Comunicaciones de la Dirección de Lucha Contra Incendios y Emergencias (DLIFE) realizaron tareas de mantenimiento y mejoras del servicio eléctrico y de comunicaciones en los Parques Nacionales Patagonia y Perito Moreno, en la provincia de Santa Cruz, mediante la utilización de sistemas alternativos para la generación de energía […]

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Energy Dome gana la prestigiosa competencia de tecnología de bajas emisiones de carbono BloombergNEF Pioneers 2022

La tecnología de almacenamiento de energía de larga duración de Energy Dome es reconocida por su capacidad para descarbonizar la economía a bajo costo, al tiempo que ofrece durabilidad, eficiencia y escalabilidad global. Energy Dome anunció hoy que ha sido nombrado ganador en la competencia tecnológica Bloomberg New Energy Finance (BNEF) Pioneers 2022, que identifica las innovaciones tecnológicas originales y de mayor impacto para promover la economía baja en carbono. Energy Dome es la primera empresa italiana en ganar este prestigioso concurso. BNEF reconoció a Energy Dome por su desarrollo y comercialización de la tecnología de almacenamiento de energía de […]

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Offshore: para viabilizar una inversión por US$ 1000 millones, otorgan una prórroga anticipada de concesiones a un consorcio liderado por TotalEnergies

El gobierno nacional otorgó una prórroga anticipada por 10 años a las compañías TotalEnergies, Wintershall Dea y PAE de la concesión de explotación de hidrocarburos costas afuera frente a las aguas de Tierra del Fuego. La prórroga fue solicitada por las compañías, que además tendrán que pagar un bono de USD 15.270.403 y afrontar un 15% de regalías para los 10 años de la prórroga. Se trata de una zona clave ya que la producción offshore de estas áreas representó en el 2020 el 16,7% del total de gas natural producido en el país.

La prórroga anticipada de las concesiones es una condición necesaria para que el consorcio liderado por TotalEnergies, Wintershall Dea y PAE avance con la construcción del proyecto Fénix, que requiere de una inversión de alrededor de US$ 1.000 millones. Este desarrollo entraría en producción en 2024 o 2025 y, para lo cual, es necesaria la extensión del plazo de las concesiones.

El Ejecutivo instrumentó la prórroga mediante el Decreto 195/2022 publicado hoy en el Boletín Oficial. La concesión original fue otorgada por 25 años y vence el 30 de abril de 2031, pero la prórroga de una década, otorgada anticipadamente, comenzará a contemplarse a partir del 1° de mayo de 2031.

Se trata de una superficie de 1.948,57 km² bajo jurisdicción del Estado Nacional (más de 12 millas marinas) correspondiente a las áreas Argo, Aries, Carina, Fénix, Orión, Orión Norte, Orión Oeste y Vega Pleyade de la Cuenca Marina Austral.

El consorcio que explota hidrocarburos en la Cuenca Marina Austral está conformado por TotalEnergies, que es el operador y tiene un 37,5% de participación, Wintershall Dea, que también cuenta con un 37,5% y Pan American Energy (PAE) que tiene el 25% restante.

Más tecnología

En los considerandos del decreto, el gobierno argumenta que “es necesario alentar mayores inversiones y extender el horizonte de reservas” y que “la mayoría de las concesiones de explotación contienen yacimientos maduros, que han sido sometidos a un período extenso de explotación y que, por lo tanto, requieren la aplicación de nuevas tecnologías para incrementar los niveles de producción y reservas”.

En las áreas hay 260 pozos que producen 20,6 MMm3 diarios de gas natural, que en el año 2020 representó el 16,7% del total producido en el país, y, con menor relevancia, producen 888 m3 diarios de petróleo.

Además, el Decreto 195/2022 prevé un plan de inversiones y obras para el período de prórroga de la concesión (1° de mayo de 2031 a 30 de abril de 2041), a cargo de las petroleras, por un total de USD 700.000.000.

Para la prórroga también se suma un 3% adicional al 12% que hoy las compañías petroleras abonan en concepto de regalías, que da un total de 15% de regalías hasta abril de 2041.

Pago de bono

El DNU estima un pago de un bono de prórroga por parte de Total, Wintershall-DEA y PAE “cuyo monto máximo será igual a la resultante de multiplicar las reservas comprobadas remanentes al final del período de vigencia de la concesión, por el 2% del precio promedio de cuenca aplicable a los respectivos hidrocarburos durante los2 años anteriores al momento del otorgamiento de la prórroga”.

Y que “para el cálculo del importe de dicho bono, el volumen de reservas de gas y petróleo del área a considerar es de 347Mm³ para el petróleo y de 7.175 MMm³ para el gas natural”.

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Fernando Mánica asume como nuevo Gerente de Marketing de DeltaPatagonia, Licenciataria de Gulf en Argentina

Frente a su nombramiento, Mánica afirmó que «creo en el trabajo en equipo, la iniciativa y la creatividad. Todo este tiempo logré obtener una visión holística de los negocios y buscar ser un experto en la maximización de beneficios siempre teniendo al cliente en el centro de la escena. Desde mi lugar voy a seguir trabajando para que DeltaPatagonia continúe creciendo y alcanzando las metas que nos propusimos desde nuestro desembarco a través de las estaciones de servicio Gulf”. 

Mánica es Licenciado en Administración de Empresas, contador público y tiene un Master en Dirección y Gestión de las organizaciones. Con más de 9 años de experiencia en el sector del retail y en marcas como Día y Tarjeta Naranja, Fernando Mánica ingresó a la compañía para desempeñarse como Representante Comercial en la zona de Buenos Aires, donde ejecutó planes de acción para mejorar la venta y rentabilidad. 

Desde la llegada de Gulf a la Argentina, la primera marca de combustibles del mundo ya está presente en más de 11 provincias del país. Durante 2020, Gulf embanderó una estación de servicio cada 9 días. Hoy ya cuenta con casi 100 estaciones de servicio en Argentina desde su desembarco. 

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Privados lanzan una nueva licitación de energía en Chile por 900 GWh/año

Plataforma Energía anunció el lanzamiento de dos licitaciones a largo plazo bajo la modalidad ‘biombo’.

Es decir, tanto el demandante de energía como el oferente se mantienen en secreto, de modo de resguardar información relevante, asegurar la competitividad del proceso, garantizar transparencia y evitar posiciones dominantes.

En la primera de ella se disputan a 500 GWh/año, que son divididos en sub-bloques de menor tamaño, de 10 GWh/año, entregando flexibilidad a los oferentes.

“El cliente, en este caso una empresa suministradora, busca comprar energía en un contrato de largo plazo, de hasta 12 años, y con flexibilidad de fecha de inicio, lo que es poco usual en este tipo de operaciones”, adelantó Pablo Demarco, gerente comercial de Plataforma Energía.

Y sostuvo que “las características de la licitación se vuelven un traje a medida para desarrolladores de proyectos”, destacando su flexibilidad.

Es que desde la empresa anuncian que el inicio de suministro puede ir desde el 2023 al 2025, y puede variar su duración, por lo que puede ser el PPA bancable que las generadoras necesiten para poner en marcha nuevos proyectos.

La fecha de recepción de ofertas para esta licitación es hasta el jueves 21 de abril y puede realizarse a través del sitio web de Plataforma Energía.

Por otra parte, la segunda licitación que se levará a cabo tendrá características similares a la primera, pero en este caso se licitarán 400 GWh/año.

El período de contratación será por 10 años y con flexibilidad en su inicio de suministro para 2023/2024.

Los interesados pueden enviar ofertas hasta el 27 de abril próximo.

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Puerto Rico revela documentos preliminares de su segunda subasta de renovables y almacenamiento

Accion Group, coordinador independiente de las nuevas Solicitudes de Propuestas (RFP, por sus siglas en inglés) de energías renovables y almacenamiento en Puerto Rico, publicó un nuevo aviso en la plataforma oficial del “tranche 2”.

“Los documentos preliminares de la RFP del Tramo 2 inicial ahora están disponibles en el sitio web del NEPR-IC para comentarios de las partes interesadas”, reza el comunicado.

Aquello sorprendió por igual a oferentes, proveedores y medios registrados en la plataforma ya que hace más de dos meses no se hacían anuncios oficiales por ese medio.

También despertó expectativas de todos los registrados en la plataforma porque, según verificó Energía Estratégica, los primeros documentos precisan que existirán particularidades para dejar competir en igualdad VPP y proyectos utility scale renovables nuevos o existentes:

«Para este Tramo 2, la AEE pretende adquirir al menos 500 MW de capacidad de Recurso de Energía Renovable y al menos 250 MW (1,000 MWh) de capacidad de Recurso de Almacenamiento de Energía con una duración efectiva de cuatro (4) horas, así como todos sus recursos asociados».

Al respecto, se aclara que los proyectos de generación renovable utility scale deberán tener una capacidad de generación de al menos 20 MW y que los proponentes podrán ofertar duraciones de suministro entre veinte (20) a veinticinco (25) años, provenientes de Recursos Energéticos nuevos o existentes. Y que se deberá informar la capacidad del proyecto y el rendimiento energético para dichos recursos durante el período de suministro propuesto.

Distinto se enmarcará a las VPP que podrán extender su oferta de diez (10) a veinticinco (25) años desde la fecha de COD. Las mismas, tienen particularidades adicionales que permitirán que por ejemplo, durante la etapa de evaluación, el NEPR-IC de preferencia a los VPP de Almacenamiento de Energía Distribuida por sobre proyectos de gran escala.

Dicho aquello, para los recursos de almacenamiento en general se prevé que proporcionen energía de descarga durante los períodos pico vespertinos de la AEE, que normalmente se extienden desde las 4 pm hasta las 10 pm, pero que también brinden capacidad de servicio auxiliar, como respuesta de frecuencia, capacidad de regulación o reservas operativas.

Como parte de los requisitos generales además se deja expreso que «las propuestas deben demostrar la capacidad de lograr la operación comercial en un plazo que no exceda los veinticuatro (24) meses a partir de la firma del Contrato. Se podrán considerar propuestas con un COD que no exceda los treinta (30) meses a partir de la firma del Contrato, pero dichas propuestas serán desfavorecidas en relación con aquellas que propongan tiempos de desarrollo más cortos, a las que se les otorgará una puntuación más alta en el proceso de evaluación de la RFP».

Ver más en la plataforma oficial

Para brindar mayor claridad sobre el proceso, Accion Group abrió la inscripción a un seminario online para responder todas las inquietudes comunes sobre aquellos documentos del “tranche 2”. Será el viernes 22 de abril de 2022 a la 1:00 p. m., hora estándar del Atlántico.

Se insta a todas las partes interesadas a registrarse para el seminario web a través del sitio web de NEPR-IC. Quienes se registren recibirán los detalles de acceso por correo electrónico 24 horas antes del encuentro.

Accion Group, en su calidad de coordinador independiente de los nuevos RFP, también habilitó dentro de la plataforma la sección de preguntas y respuestas para atender a las particularidades que se presenten de la lectura de los documentos preliminares.

Como anticipo, el anuncio del coordinador declara que se proporcionarán borradores de documentos adicionales en un futuro próximo.

Y finalmente, anima a todos los interesados a compartir sugerencias antes del 2 de mayo para mejorar el proceso en curso antes de la publicación de los pliegos definitivos:

“Se invita a las partes interesadas a sugerir mejoras a los borradores de los documentos de RFP proporcionando cambios «marcados en rojo» y proporcionando explicaciones para estos cambios sugeridos. Envíe todos los comentarios a través de la pestaña «Comentarios» en el sitio web de RFP. Se solicitan comentarios sobre cuestiones de fondo, ya que el formato y la presentación aún están cambiando.

Tenga en cuenta que una vez que el NEPR apruebe los documentos de la RFP, los términos y condiciones de la RFP y los contratos pro forma serán definitivos y no se permitirán cambios materiales. El período de comentarios estará abierto hasta el 2 de mayo de 2022”.

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Suspendido impuesto al viento de Puerto Madryn CADER espera que la justicia lo declare inconstitucional

La Cámara Federal de Apelaciones de Comodoro Rivadavia suspendió el “Impuesto al Viento”, que estaba cobrando el municipio de Puerto Madryn, y ordenó que también se deberá abstener de poner medidas compulsivas de recaudación y de aplicar penalidades administrativas por falta de pago hasta que haya una sentencia definitiva. 

El fallo se dio a partir de una queja del grupo alemán Nordex, al que esa ciudad le exigía más de $38 millones en concepto de “tasa municipal por habilitación, inspección, seguridad e higiene y control ambiental”. 

Para ser precisos, la carga impositiva bajo la Ordenanza N° 11.546 consistía en que las empresas con aerogeneradores debían pagar una tasa de alrededor del 4,5% de la facturación, tan sólo por el hecho de que las aspas se muevan, es decir, sumas de dinero que no fueron previstas en las propuestas de inversión, ocasionando serios riesgos financieros en un contexto económico ya de por sí adverso para el sector.

Medida que comenzó a regir en 2020 a través de la aprobación del Concejo Deliberante de Puerto Madryn, pese a que, entre otras normativas, la Ley Nacional N° 27191 detalla que “las fuentes renovables de energía no estarán gravados o alcanzados por ningún tipo de tributo específico, canon o regalías, sean nacionales, provinciales, municipales o de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires, hasta el 31 de diciembre de 2025″.

Agustín Siboldi, abogado y socio del O’Farrell Abogados y miembro de la Comisión Directiva de CADER, dialogó con Energía Estratégica sobre este fallo y compartió una breve postura en nombre de la Cámara Argentina de Energías Renovables. 

“Es una muy buena noticia que la Cámara Federal de Apelaciones de Comodoro Rivadavia detuviera cautelarmente los avances del municipio, que en lo técnico-legal es inconstitucional y que producía inseguridad jurídica. Es tranquilizador porque se hace eco de lo veníamos planteando hace tiempo”, aseguró. 

“Asimismo, sirve de base para evitar estas situaciones en el futuro. Pero lo importante sería que, una vez que se resuelva definitivamente, la justicia ratifique la inconstitucionalidad y nulidad de la ordenanza de Puerto Madryn y de todas las acciones consecuentes”, agregó. 

Y es preciso mencionar que CADER quien advirtió sobre el fuerte impacto que generaba el “Impuesto al Viento” sobre las inversiones y el desarrollo en energías renovables, dado que estimó estimó que un parque eólico de potencia promedio (100 MW) se vería obligado a pagar 20 millones de dólares, por lo que ratificó su oposición no sólo a esta la decisión del municipio chubutense sino a cualquier modificación modificación o instauración de un nuevo impuesto, canon o tasa, que implique mayor carga fiscal para el sector de las energías renovables. 

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Los contratos entre privados prometen dinamizar el mercado eléctrico de Honduras

En la actualidad, el sector eléctrico hondureño gira en torno a la ENEE. Pero la situación podría cambiar este mismo año de lograrse las condiciones marco para operativizar las transacciones comerciales entre privados.

¿Quienes participarían? Por lo pronto, son 8 las empresas registradas como consumidores calificados, 18 empresas generadoras que podrían perseguir vender energía a privados y sólo 1 comercializadora eléctrica autorizada a nivel nacional.

El horizonte de negocios es enorme y se prevé que estos números se incrementen luego de que las autoridades lleguen a definiciones en los reglamentos que están bajo tratamiento.

Entre aquellos, la Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE) está trabajando modificaciones al Reglamento de la Ley General de la Industria Eléctrica y Reglamento de Operación del Sistema y Administración del Mercado Mayorista.

Bajo la denominación CREE-CP-01-2022, la entidad reguladora plantea trazar nuevas reglas bajo las que continuará avanzando el mercado en lo relativo a nuevas conexiones en la red e inyecciones de energías renovables.

Entre las actualizaciones al RLGIE y ROM, se contemplan cambios al proceso de conexión e inyección de excedentes de energía en las redes de distribución y transmisión, así como peajes y pago de excedentes.

Estos resultan clave desde la perspectiva de generadores del mercado hondureño. Según expresó Samuel Rodríguez, agente generador renovable:

“Cuando la CREE emita cuáles son los pagos reales del peaje y de los servicios complementarios, el mercado adquirirá una nueva dinámica”.

“Hoy estamos tratando de operativizar las transacciones creando los primeros contratos entre privados. Tanto a los consumidores calificados como a las generadoras, las comercializadoras y a la ENEE, conviene que entren en vigencia las nuevas reglas”, consideró.

Samuel Rodríguez, agente generador renovable

Desde la perspectiva de Samuel Rodriguez, los contratos entre privados serían provechosos antes que a nadie para los consumidores calificados:

“Quienes están ahora empujando la carreta son los consumidores calificados, que tienen una tarifa sumamente alta y que definitivamente no están siendo competitivos en la producción de sus productos ni en la atracción de inversión a Honduras dado los altos costos. Lo que buscan es acceder a energía más competitiva sea de proyectos nuevos que pudieran entrar de forma privada o plantas ya existentes que cumplieron con su contrato con la ENEE o con aquellas que hoy sufren de alta morosidad porque la ENEE no les paga”.

De allí es que observó que optar por contratos entre privados sería una solución no sólo para esos consumidores sino también para la empresa estatal.

“La ENEE está a las puertas de contratar 450 MW de energía y el no tener resuelto el problema de pérdidas técnicas y no técnicas, haría mucho más grande su agujero financiero al no poder pagar nuevos contratos”, advirtió el agente generador.

Ahora bien, la venta directa a usuarios con un consumo superior a los 400 kWh no está permitida en el mercado, por lo que cobra gran relevancia aquí el rol que tendrán las empresas comercializadoras de energía eléctrica que se registren oficialmente.

Por lo pronto, solo existiría una comercializadora registrada por lo que se plantea generar las condiciones que ofrezcan un mayor atractivo a la conformación de comercializadoras además abrir el juego nuevas distribuidoras eléctricas que descentralicen el sector eléctrico que hoy gira en torno de la ENEE.

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Tras la reunión con Huepe, la termosolar espera una oportunidad en las Licitaciones de Suministro

A fines de la semana pasada, dirigentes de la Asociación de Concentración Solar de Potencia (ACSP) se reunieron con las nuevas autoridades del Ministerio de Energía, liderado por Claudio Huepe.

Entre otros temas de agenda, la cita versó sobre “el rol que debería jugar la CSP en las próximas licitaciones” y el potencial de esta tecnología, confía a Energía Estratégica Cristián Sepúlveda, gerente ejecutivo de la ACSP y uno de los participantes del encuentro.

“La reunión nos pareció muy positiva porque el ministro y sus asesores estaban muy al tanto de todos los temas que les planteamos”, destaca el dirigente.

En cuanto a la próxima Licitación de Suministro, que aguarda ofertas el 1 de julio que viene, Sepúlveda tienen buenas expectativas.

Por un lado, espera que la termosolar (o Concentración Solar de Potencia -CSP-) gane lugar por las nuevas condiciones de esta convocatoria, que fija adjudicar la combinación de ofertas en 24 horas al menor precio promedio para total de suministro licitado. Para ello, se evaluarán todas las combinaciones posibles con las ofertas recibidas.

Además, a diferencia de subastas anteriores, ésta no permitirá respaldar ofertas con proyectos existentes o nuevos cuya fuente primaria sea carbón, diésel, petcoke y fuel oil.

Por otro lado, el gerente ejecutivo de la ACSP espera que la licitación tenga un cupo a adjudicar especial para tecnologías de base, que deje afuera a las ‘variables’: eólica y fotovoltaica.

Pero la expectativa es que este instrumento no llegue tanto a convocatoria, donde se pondrán en juego 5.250 GWh-año con inicio de suministro al 2027, sino a la segunda de este año, que se llevaría a cabo en el mes de noviembre y se licitarían 2.500 GWh/año, a poner en funcionamiento desde 2028.

“Hoy día el mercado ha cambiado rotundamente. El precio que tienen los hidrocarburos hoy es impactante y la sociedad chilena no está para pagar el MWh 200 o 300 dólares. Y desde el Ministerio saben que deben hacer algo para tener energía limpia de base, además de variables”, argumenta Sepúlveda.

En esa línea, advierte que Chile debiera aventajar a la ola que se viene entre los años 2025-2027, donde “va a haber CSP por todas partes”. “Omán está anunciando 200 MW de CSP; 1250 MW en China; Portugal 300 MW, Botsuana 200 MW; España 200 MW; Italia 650 MW; y en Sudáfrica estamos esperando números” que se desarrollarán durante ese bienio, precisa el dirigente.

“Si no nos anticipamos, para el 2025 al 2027 no vamos a tener materia prima, sal ni mano de obra”, indica, pero confía: “El ministro fue muy receptivo con la tecnología y sabe que no puede esperar más, que debe tomar decisiones ahora”.

El funcionario, además, se respalda en datos del propio Coordinador Eléctrico, que calculó que al 2028 debiera haber como mínimo 700 MW CSP funcionando en Chile, sin considerar a Cerro Dominador ni al adelanto de la salida en operaciones de las plantas a carbón, que son de base.

Likana, en la mira

Uno de los tragos amargos que atravesó la industria CSP el año pasado fue que quedara afuera de la Licitación de Suministro el proyecto Likana, que contempla la construcción de una planta termosolar de tres torres y una capacidad de 450 MW, pero escalable hasta cinco torres y una potencia de 690 MW.

El proyecto había presentado ofertas por 33,9 dólares por MWh, pero no pudo con la competitividad de la eólica y la fotovoltaica. En esa subasta Canadian Solar propuso energía fotovoltaica con baterías a tan solo 13,32 dólares por MWh.

Sin embargo, ahora las expectativas se renuevan sobre este proyecto. Sepúlveda explica que desde el Ministerio entendieron que además de ser competitiva, la CSP genera mayor “rentabilidad social” que la eólica y la fotovoltaica, además de ser una tecnología de base.

“Likana, con sus 5 torres, requeriría un período de construcción de 5 años, con un peak (tope) de 2000 a 2500 trabajadores”, destaca el dirigente.

Y enfatiza en que una de las cosas que valoró el ministro Huepe es que la ACSP tiene identificados perfiles de competencia para la operación y mantenimiento de las plantas y que están desarrollando perfiles de competencia para la etapa de construcción. “Esto nos permite levantar capital humano local”, resalta.

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Legisladores presentaron nuevos proyectos de ley sobre renovables al Congreso de la Nación

Cuatro proyectos de ley que involucran a las energías renovables ingresaron en el Congreso Nación desde que comenzó el período legislativo 2022, todos durante el mes de marzo, pero tres de ellos fueron iniciados en el Senado y el restante en la Cámara de Diputados. 

El primer proyecto en ingresar al Poder Legislativo del país fue presentado el 3 de marzo por la senadora Cristina López Valverde y busca declarar a San Juan como Capital Nacional de las Energías Renovables, teniendo en cuenta que dicha provincia cuenta con 16 parques solares que suman 300 MW, que significa poco más del 45% de las centrales fotovoltaicas en operación.

Y a ello se debe agregar que hay más de 10 proyectos adjudicados en distintas fases, sumando aquellos adjudicados a las distintas rondas del programa RenovAr y el Mercado a Término (MATER).

Como bien se mencionó previamente, la propuesta de normativa ingresó a la mesa de entrada del Congreso en la primera semana del mes pasado y se derivó a las comisiones de Minería, Energía y Combustibles y a la de Educación y Cultura. 

Asimismo, hay otro proyecto de ley que compite porque otra provincia se declare como capital nacional de las energías renovables. Para ser precisos, el 30 de marzo, la diputada María Eugenia Alianiello planteó que Chubut ostente ese título.

¿Por qué lo sugirió? La legisladora prevé darle un “justo reconocimiento” al trabajo llevado adelante en la materia y se basó en que es la provincia con mayor generación de energía renovable del país con 433,7 MW, representando el 37,7% del total que se produce actualmente en Argentina, gracias a que se instalaron nueve parques eólicos. 

Por otro lado, en los primeros días del tercer mes del 2022 también entraron a mesa de entrada dos iniciativas para impulsar el uso de renovables en los hogares del país, lo que permitiría aumentar la capacidad instalada de la generación distribuida en Argentina.

La autora del primer proyecto es Gladys González, senadora por la provincia de Buenos Aires, quien sugirió que toda vivienda financiada por el Fondo Nacional de la Vivienda, bajo la Ley N° 24.464, cumpla con “la utilización de fuentes de energía renovable y toda medida que propenda a la eficiencia energética”, con tal de cumplir con los Objetivos de Desarrollo Sostenible y mitigar el cambio climático. 

Dicho proyecto ya ingresó a las comisiones de Infraestructura, Vivienda y Transporte, además de aquella denominada Ambiente y Desarrollo Sustentable, para su posterior análisis. 

Mientras que la iniciativa bajo el expediente 323/22 fue presentada por la senadora por la provincia de La Rioja, María Clara del Valle Vega, y busca fomentar y promover el uso de energía solar a través de paneles solares fotovoltaicos. 

¿Cómo? A partir políticas de reciclaje de baterías y paneles solares cuando hayan alcanzado su vida útil; homologación de dichas tecnologías y la deducción de Ley de Impuestos a las Ganancias para los importes abonados en concepto de adquisición, instalación y puesta en funcionamiento de sistemas de energía solar

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Bolivia exhorta a sus pares latinoamericanos a crear un polo industrial de baterías de litio

«Perspectivas del Litio desde América Latina». Así se denominó la cumbre virtual que organizó el Ministerio de Hidrocarburos y Energía del Estado Plurinacional de Bolivia, donde se invitó a autoridades de Chile, Argentina y Méjico para conversar sobre la temática.

Allí Franklin Molina Ortiz, ministro de Hidrocarburos y Energías de Bolivia, país a la vanguardia tecnológica en la utilización del litio en Latinoamérica, destacó las “tres fases estratégicas” que están empleando para generar valor agregado de su comercialización: 1) Investigación científica, pilotaje, explotación y producción de recursos evaporíticos; 2) Implementación tecnológica para las plantas industriales; y 3) Industrialización del litio.

“Creemos que es importante alcanzar un abastecimiento y una cadena de suministro del litio de manera continua; una visión de generar excedentes productivos con alto valor agregado”, resaltó el funcionario. Cabe recordar que, el año pasado, Yacimientos de Litio Boliviano (YLB) fabricó el primer prototipo del país, para la empresa Quantum Motors.

En esa línea, Molina Ortiz invitó al resto de los países a sumarse al plan boliviano. “Nuestra América Latina se convierte en un actor fundamental en el contexto energético mundial porque más de la mitad de las reservas mundiales se encuentran ubicadas en los países de Bolivia, Argentina, Chile. Esto nos ubica en un contexto geopolítico importante porque el contenido de litio en la región es un factor clave para las estrategias de transiciones energéticas en marcha”, aseveró.

Nuevas inversiones

El ministro de Hidrocarburos y Energías, además, puso en acento sobre Bolivia. Tenemos “21 millones de toneladas identificadas en el Salar de Uyuni y que aumentarán, según se vayan cuantificando los recursos de este mineral, en los diferentes salares y lagunas saladas”, afirmó.

Indicó que este año se lanzó la convocatoria internacional de extracción directa de litio. Se preseleccionaron empresas de carácter internacional que “están demostrando la eficiencia y el uso tecnológico haciendo uso de salmueras de Uyuni para este tipo de tecnología en etapa piloto”, sostuvo.

Asimismo, precisó que se está construyendo una planta industrial de carbonato de litio con una capacidad de producción de 15 toneladas por año, y que se proyecta otra con 40 mil toneladas.

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Con 100 millones de dólares, fondo busca proyectos de hidrógeno verde en Latinoamérica y España

Evergreen Investment Partners (Evinpa) es una compañía que se estableció en 2012, y desde 2016 opera desde Zug, Suiza.

Sus actividades principales se centran en brindar asesoramiento de inversión a instituciones financieras, y en el desarrollo operativo y financiero de plantas de energía solar e instalaciones de almacenamiento de energía.

Desde inicios de 2022 EVINPA se encuentra en un proceso de búsqueda de oportunidades de inversión en empresas y proyectos de hidrógeno verde y está dispuesta a invertir hasta 100 millones de dólares sobre todo en innovaciones tecnológicas.

En diálogo con Energía Estratégica, Emmanuel Meyer, fundador y director general de la compañía, comenta cuáles son los objetivos de este fondo, denominado Hidrogénesis I (HG1) y qué perfiles de empresas están buscando.

¿Desde cuándo comenzó a operar Hidrogénesis I y con qué volumen de dinero está fondeado este instrumento?

Hidrogénesis I comenzó la actividad de fundraising (captación de fondos) el 8 de marzo de 2022. El fondo tiene un objetivo de 100 millones de dólares.

¿En qué consiste el fondo?

El fondo toma posiciones de equity (private equity o venture capital) en las empresas en las que invierte. Como tal, el fondo propone acompañar y ayudar a los empresarios del sector del hidrogeno verde en su desarrollo y acelerar donde se pueda el crecimiento de las empresas.

Un elemento importante es que, al aportar capital de riesgo en las empresas y aumentar de ese modo el capital social de las mismas, mejoramos la capacidad crediticia de las mismas. O sea, si un startup en el sector del hidrogeno pasa de tener un capital de USD 1 millón a tener USD10 millones tras nuestra inversión, podrá conseguir más crédito y en mejores condiciones.

¿Qué perfiles de empresas son las que están buscando para que se desarrollen en Latinoamérica?

Principalmente los perfiles que buscamos son de dos tipos:

*Empresas que tengan una innovación tecnológica aplicable al sector del hidrogeno verde (o amoniaco verde), ya sea en la producción, transporte y usos del mismo.

Estas compañías tienen que tener un producto cuyo mercado sea demostrable y tener ventas (o pre-ventas) registradas. El fondo no invertirá en ideas o investigación científica sino más bien en empresas que tengan un producto o servicio comercializable y que necesiten de capital para crecer.

*Empresas de desarrollo de infraestructuras de hidrogeno (electrolizadores, redes de distribución).

Buscamos empresas y empresarios que tengan experiencia en desarrollar y sepan seguir los procesos de obtención de los permisos necesarios para construir infraestructuras energéticas.

¿Deben ser locales o pueden ser de otras zonas del mundo que estén dispuestas a instalarse en la región?

El fondo no discriminará sobre el origen de las empresas más allá de los países y/o empresas que se encuentren bajo régimen de sanciones. Seguramente valoraremos positivamente el factor local y apoyaremos a empresarios latinoamericanos cuando las condiciones lo justifiquen.

¿Qué tipo de proyectos o de tecnologías están interesados en apalancar en concreto?

Antes que nada, quiero recalcar que HG1 no presta dinero a las empresas pero invierte en capital de riesgo. HG1 tiene como objetivo invertir en:

*Empresas que produzcan electrolizadores y que incorporen una innovación tecnológica que genere una ventaja competitiva (electrolizadores sin membranas, electrolizadores con mayor eficiencia eléctrica, etc., etc.).

*Empresas que produzcan soluciones tecnológicas para la generación de hidrogeno a partir de deshechos (waste to hydrogen). Estas tecnologías generalmente también tienen la capacidad de producir biogás y/o bio-methanol.

*Empresas que produzcan soluciones tecnológicas para la producción de amoniaco, su transporte y su uso final en motores

*Empresas que produzcan celdas de combustible (fuel cells) usando hidrogeno o amoniaco como input.

Además de proyectos innovadores en hidrógeno para distintas soluciones, también están apalancando emprendimientos concretos para electrolizar energía limpia. ¿Qué estrategia tienen para esto, qué volúmenes de electrolizadores se proponen instalar y en qué partes del mundo?

Los proyectos de producción de hidrogeno que HG1 quiere desarrollar son cinco, cada uno de 250MW.

Buscamos desarrolladores en Chile, Brasil, Australia, Omán y España. Creemos que una estrategia global permitirá abastecer a los clientes locales y al mismo tiempo tener diversidad de riesgo en nuestra inversión.

Vale destacar que la estrategia de HG1 para el desarrollo de los proyectos deberá tener una estructura modular, para permitir su instalación en etapas que acompañen al crecimiento de la industria productora de electrolizadores pues hoy por hoy a pesar de los anuncios de proyectos faraónicos, la industria no puede abastecer ni siquiera el 10% de la capacidad anunciada.

HG1 se concentrará en proyectos concretos que se puedan iniciar a construir en los próximos 24-36 meses y luego llegar en el arco de los próximos 5-7 años a la capacidad objetivo.

¿Qué potencialidades ven en Latinoamérica y especialmente sobre qué países están interesados?

Creemos que América Latina tiene un potencial enorme para ser la “Arabia Saudita” del hidrogeno: La disponibilidad de recursos renovables (solar y eólico) están entre los mejores del mundo; a eso se le suma la disponibilidad de agua y su posición para abastecer a Europa, Asia y EEUU le permitirían, siempre y cuando desde el ámbito político se entienda la oportunidad, ocupar un rol central en la política energética mundial en las próximas décadas.

A esto se le agrega que los mercados internos de América Latina (para amoniaco), sobre todo en Chile, Brasil y México, son de los más interesantes a nivel mundial y eso deberá ser apoyado y protegido por políticas de los gobiernos para favorecer el consumo local/regional. Políticas fiscales que no discriminen a los inversores también ayudan a dirigir las decisiones de inversión pues el HG1 no tiene ninguna obligación de invertir en ningún país en particular.

Por último, y sin mentirnos al espejo, América Latina tiene un gran déficit reputacional cuando se habla de inversiones que viene de décadas de malas políticas en muchos países de la región: expropiaciones, limitaciones a exportación de capitales, populismos anticapitalistas que llevan a gran hostilidad hacia inversores en general e inversores extranjeros en particular, problemas de corrupción y clientelismo no ayudan a un fondo europeo o norteamericano en decidir de invertir en la región cuando hay muchísimas alternativas a nivel global.

Se deben dar las condiciones económicas, sociales y políticas para que el capital llegue y apoye a los empresarios de la región.

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Energía con gobierno e industriales de Córdoba por el gas

El secretario de Energía, Darío Martínez, convocó para el martes 19 al Ministro de Industria, Comercio y Minería de Córdoba y a la Unión Industrial de esa provincia, a una reunión de trabajo para analizar el tema de la provisión de gas natural a ese sector.

Desde el gobierno cordobés se solicitó dicha reunión en procura de garantizar la provisión de gas a las industrias que operan en la provincia mediterránea, en momentos en que Energía proyecta la disponibilidad de este insumo en los meses del otoño e invierno, priorizando el suministro residencial, en un contexto de limitaciones en la provisión de GNL por barcos, y de gas natural desde Bolivia, complementaria de la producción local.

En tal sentido, Martínez expresó que “el Plan Gas.Ar ha generado una producción creciente de gas natural argentino, que alcanza constantemente niveles superiores a los períodos y años precedentes”.

El secretario afirmó que “el diseño del Plan Gas.Ar garantiza un flujo creciente de gas para la industria en general, cuyos precios, volúmenes y modalidades de provisión y abastecimiento, se contrata libremente entre las empresas industriales consumidoras, las empresas productoras de Gas, o las comercializadoras”.

Martínez declaró que “a diferencia del abastecimiento de la demanda residencial cuyas tarifas y aspectos particulares regula el Estado, el abastecimiento de la industria está liberado y se trata de acuerdo entre privados, que pactan y contratan desde el precio, la modalidad de entrega, los volúmenes y plazos, y la variación de los mismos, sin participación alguna del Estado”.

“He convocado al Ministro Accastello y a los industriales cordobeses, a una reunión de trabajo, para analizar, con todos los actores involucrados, las particularidades del abastecimiento de Gas a ese sector”, agregó el secretario.

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Energía dispondrá esquema excepcional para los precios del bioetanol a base de maíz

– El gobierno nacional facultó a la Secretaría de Energía para que establezca un mecanismo alternativo para determinar el precio del bioetanol a base de maíz, que se mezcla con las naftas, “de aplicación excepcional en los casos en que se verifiquen desfasajes sustanciales entre el precio resultante del procedimiento establecido en la Resolución 852/21 de S.E., y los costos de elaboración del referido bioetanol”.

El Artículo Cuarto de la R-852/21 determinó que los precios del bioetanol elaborado a base de caña de azúcar y de maíz “serán actualizados mensualmente por dicha Secretaría, de acuerdo a la variación porcentual del precio en el surtidor de las naftas comercializadas a través de las estaciones de servicio de propiedad de la empresa YPF S.A. en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires”.

Al respecto, cabe señalar que por las Resoluciones 66, de febrero, y 185, de marzo de 2022, Energía actualizó los precios de adquisición del bioetanol elaborado a base de estos dos insumos, oportunamente establecidos por la R-852/21.

Pero ocurrió que “producto de factores exógenos originados por el contexto internacional actual, se ha generado un marcado incremento en el precio del maíz, y resultó que la aplicación del criterio mencionado por la citada Resolución para determinar el precio del biocombustible elaborado en base al maíz haya quedado distorsionado respecto de los costos de su elaboración”.

Entonces, y ahora a través del Decreto 184/2022 publicado en el Boletín Oficial, se dispuso que “con el fin de no afectar la disponibilidad del citado biocombustible para la mezcla obligatoria con las naftas en el referido contexto”, y en línea con las previsiones de la Ley 27.640, resulta necesario facultar a la S.E. a establecer un mecanismo alternativo y excepcional para determinar el Precio del Bioetanol de maíz destinado a la mezcla obligatoria con las naftas”.

Cabe referir además que la Ley 27.640 establece que los volúmenes de bioetanol equivalentes a un porcentaje nominal del seis por ciento (6%) de la mezcla obligatoria serán asignados por la autoridad de aplicación a las empresas elaboradoras de bioetanol a base de maíz, “a prorrata y efectuando los cálculos en función del equivalente mensual de los cupos de bioetanol anuales vigentes al vencimiento del régimen establecido por las leyes 26.093 y 26.334, estableciéndose como límite máximo la capacidad de elaboración de cada empresa”.

La autoridad de aplicación podrá elevar el referido porcentaje nominal cuando lo considere conveniente en función del abastecimiento de la demanda, la balanza comercial, la promoción de inversiones en economías regionales, y/o razones ambientales o técnicas, o bien reducirlo hasta un porcentaje nominal del tres por ciento (3%), en volumen, cuando el incremento en los precios de los insumos básicos para la elaboración del bioetanol a base de maíz pudiera distorsionar el precio del combustible fósil en el surtidor por alterar la composición proporcional de aquel sobre este último.

También, ante situaciones de escasez de bioetanol a base de maíz por parte de las empresas elaboradoras autorizadas para el abastecimiento del mercado.

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El gobierno habilitó un mecanismo “excepcional” de aumento del precio del bioetanol de maíz para que no falte producto en los surtidores

El gobierno implementará un nuevo mecanismo excepcional para establecer el precio de adquisición del bioetanol elaborado a base de maíz que, por ley, se mezcla obligatoriamente con las naftas. Se trata de un esquema alternativo al que fija actualmente la Ley 27.640, aprobada el año pasado, que prevé que las actualizaciones del bioetanol acompañen el incremento del precio de las naftas. El nuevo mecanismo aún no se conoce, pero la intención es desacoplar ambos precios y permitir un aumento mayor del litro de etanol de maíz.

Mediante el Decreto 184/22, publicado este lunes en el Boletín Oficial con las firmas del jefe de Gabinete, Juan Manzur, y del ministro de Economía, Martín Guzmán, el gobierno facultó a la Secretaría de Energía “para que establezca un mecanismo alternativo para la determinación del precio del bioetanol a base de maíz, de aplicación excepcional en los casos en que se verifiquen desfasajes sustanciales” entre el precio de este biocombustible y “los costos de elaboración del referido bioetanol a base de maíz”.

En concreto, al darle mayor precio al bioetanol de maíz el gobierno pretende asegurarse que los productores garanticen el producto en el mercado local en un contexto crítico en el abastecimiento de combustibles. La intención del Ejecutivo es evitar la distorsión de los costos en las plantas productoras provocada por la fuerte suba del precio del maíz en todo el mundo como impacto de la guerra en Ucrania.

A principios de mes el gobierno había autorizado un aumento un 11,8% el precio del bioetanol para que los productores repongan producto al mercado, luego del último aumento de los combustibles que YPF llevó adelante el pasado 14 de marzo y que en la Ciudad de Buenos Aires implicó un 13,1% de suba. Ante la preocupación por la faltante de gasoil, el Ejecutivo habilitó también en abril, un aumento de un 25% del precio del biodiesel.

Precios regulados

Por ley, los biocombustibles se mezclan con las naftas y el gasoil para luego venderse en las estaciones de servicio. En el caso del bioetanol, el corte con las naftas es de un 12% (6% de maíz y 6% de caña de azúcar) y en el biodiesel (aceite de soja) con el gasoil es de un 5%. La resolución 852 de septiembre del año pasado estableció un mecanismo para que las actualizaciones mensuales del bioetanol de caña de azúcar y de maíz acompañen los aumentos del precio de las naftas, según la variación porcentual de las pizarras de YPF de la Ciudad de Buenos Aires.

Ahora, la cartera energética que dirige Darío Martínez tendrá que establecer un nuevo y excepcional mecanismo para actualizar, por ahora, solamente el precio del bioetanol de maíz por la fuerte suba que registró en las últimas semanas la tonelada.

La invasión de Rusia a Ucrania disparó el precio de la energía y los alimentos. Desde que comenzó el año, el precio del maíz aumentó un 33,7% y en lo que va de abril registró un alza de casi un 8%.

Fuentes del sector productor de bioetanol señalaron a EconoJournal que “aún no hay nuevo esquema, pero se abre la posibilidad a desacoplar el precio. El bioetanol está muy competitivo respecto de la nafta y eso es una oportunidad grande para la Argentina, que puede abastecer al mercado con un producto local, en pesos y a mejor precio”.

Razones

En los considerandos, el decreto firmado por Manzur y Guzmán resalta que “producto de factores exógenos originados por el contexto internacional actual, conforme lo detallado en el Informe de fecha 15 de marzo de 2022 de la Dirección de Biocombustibles, se ha generado un marcado incremento en el precio del maíz -insumo principal para la elaboración del bioetanol a base de maíz-, y arrojó como resultado que la aplicación del criterio mencionado por Resolución Nº 852/21 de la Secretaría de Energía para la determinación del precio del biocombustible elaborado sobre la base de dicha materia prima haya quedado distorsionado respecto de los costos de su elaboración”.

La entrada El gobierno habilitó un mecanismo “excepcional” de aumento del precio del bioetanol de maíz para que no falte producto en los surtidores se publicó primero en EconoJournal.

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Diputados le dice que no a la reforma eléctrica de López Obrador

La Cámara de Diputados de México rechazó la reforma eléctrica propuesta por Andrés Manuel López Obrador ya que la iniciativa no alcanzó mayoría calificada (dos tercios de los votos) en una jornada legislativa histórica que duró cerca de trece horas. 

Con 275 votos a favor y 233 en contra durante la sesión extraordinaria, es la primera vez en la historia del país que se desecha un proyecto de reforma constitucional enviado por el Poder Ejecutivo Federal. 

Dicha votación se dio de ese modo debido a que la oposición compuesta por el PAN, PRD, Movimiento Ciudadano y el PRI fueron fieles a sus palabras de rechazar la iniciativa y seguir luchando por tener más energía limpia. 

Mientras que la mayoría de los legisladores del bloque conformado por MORENA, PVEM y el Partido del Trabajo votaron a favor, alegando que era una “batalla por la soberanía eléctrica de México” y que la oposición fue “pagada por empresas privadas”, apuntando principalmente a Iberdrola y ENEL. 

Y cabe recordar que la propuesta de AMLO contemplaba, entre otras medidas, la cancelación de todos los contratos de privados y que la Comisión Federal de Electricidad sea la encargada de, al menos, el 54% por ciento de la generación, así como también que el litio fuera explotado exclusivamente por el Estado. 

Hechos que, según los expertos del sector y varios organismos, llevarían a una disminución de la participación de las energías limpias y renovables en el mercado eléctrico, lo que implicaría un aumento de las emisiones de gases de efecto invernadero y encarecimiento de la electricidad, además del incumplimiento de los objetivos de la propia Ley de Transición Energética de México, así como de los pactos internacionales, como por ejemplo el Acuerdo de París o el Tratado de Libre Comercio entre México – Estados Unidos – Canadá (T-MEC).

Lea también: COFECE advierte que habrá monopolio eléctrico con la reforma de López Obrador

Justamente, durante la sesión extraordinaria de la Cámara Baja del Congreso de la Unión se explicó que la reforma eléctrica acarrearía consecuencias ante el arbitraje internacional por “más de USD 36 mil millones en sanciones”, según palabras del diputado priista, Ildefonso Guajardo, y que afectaría a las comercializaciones de diversos sectores. 

López Obrador prevé un plan B

En medio de la jornada legislativa y antes que se produjera la votación final de la reforma eléctrica en el Congreso, el presidente de México lanzó en sus redes sociales un breve mensaje en el que aseguró que ya estaba preparado en caso de que no se apruebe su iniciativa. 

«Ya lo dije en mi informe del martes: pase lo que pase ya estamos blindados contra la traición. Mañana lo vuelvo a explicar», manifestó en su cuenta Twitter y de Facebook, haciendo referencia a que tienen una alternativa a la reforma. 

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Proyectan que Perú abrirá el juego a las renovables en las licitaciones de las distribuidoras

Cada vez son más las empresas que anuncian que están desarrollando una cartera de proyectos de energía renovable en Perú. Y, si bien los nuevos emprendimientos no están siendo enmarcados en una licitación en particular, existen expectativas de que se diseñe un mecanismo competitivo que les permita acceder a un PPA.

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

Esa actualización podría implicar la separación de ofertas de potencia y energía, así como la división de bloques horarios lo que permitirá acomodar la disponibilidad de la generación eólica y solar a los requerimientos de las distribuidoras. Según pudo saber Energía Estratégica, en las próximas semanas se prometen novedades al respecto.

De allí es que se hayan renovado las expectativas por mejoras que abran el juego a nuevas inversiones renovables en este mercado, pese a que el país esté atravesando un momento político complejo.

“Definitivamente, sería ideal que exista una estabilidad política que acompañe al crecimiento económico. Sin embargo, Perú siempre ha podido manejar bien la separación entre los temas políticos y los temas económicos. Por lo que, hemos seguido creciendo”, aclaró Brendan Oviedo Doyle, presidente de la Asociación Peruana de Energías Renovables (SPR), tras ser consultado sobre el impacto del escenario político actual en el sector.

En concreto, el referente de SPR indicó que empresas importantes están invirtiendo en nuevos desarrollos eólicos y solares en la actualidad.

“Acciona, Engie y Enel han declarado que van a iniciar la construcción de nuevos proyectos”, aseguró Brendan Oviedo Doyle.

Una muestra de que las negociaciones e inversiones de empresas del sector energético renovable han devuelto una dinámica atractiva a este mercado puede verse en el reciente anuncio de Nordex que celebró el cierre de un importante contrato por 131 MW para suministrar turbinas de 5MW en el Perú.

De allí que Brendan Oviedo subraye a Energía Estratégica que “a pesar del ruido y la inestabilidad política, hay claros signos de compromiso con la inversión de nuevos proyectos renovables”.

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Advierten atrasos en la información para asignar nuevos proyectos renovables en Colombia

La Unidad de Planeación Minero Energética (UPME), junto a otras dependencias del Gobierno de Colombia, está realizando la titánica tarea de reglamentar toda la Resolución 075, que implica reorganizar todo el espectro eléctrico y modular un nuevo esquema para la presentación de nuevos proyectos de energía.

La UPME ya publicó a consulta el “modelo de optimización para la priorización de nuevos proyectos de generación y la asignación de capacidad de transporte” (ver), que implicará el uso de un software, y fijo el cronograma de transición para este año el cual permita que a partir del 2023 la regulación para la nueva regulación de proyectos esté totalmente en marcha (ver).

A partir de esta semana, SER Colombia se reunirá para terminar de definir cuáles serán los comentarios que realizarán sobre el modelo para la priorización de nuevos proyectos de generación, que fijan una serie de ponderables.

Pero para la entidad que aglutina a las principales empresas del sector renovable la gran dificultad que deberá afrontar la UPME es llegar con el cronograma que se propone este año.

“Los tiempos están muy ajustados. Esta semana debería publicarse la información de los operadores de red; no sé si alcancen a hacerlo. En la medida que eso se demore, más complicado va a ser que las empresas puedan hacer los estudios de conexión”, observa Germán Corredor, director ejecutivo de SER Colombia.

En diálogo con Energía Estratégica, el dirigente recuerda que el 18 de julio sería la fecha límite que tienen las empresas para presentar las nuevas solicitudes de conexión, “es un tiempo corto”, considera. Y agrega que hasta ese mismo día los operadores deberían brindan la información completa sobre su disponibilidad de red.

Para Corredor lo que podría pasar es que algunas empresas distribuidoras y comercializadoras no lleguen a presentar toda la documentación. Si eso pasa, ¿cómo afectaría el proceso?

“Los operadores que presenten la información les permitirán a las empresas presentar solicitudes en esas redes, pero, donde no haya información, tenemos entendido que la UPME aceptaría solicitudes con la última información publicada, para evitar que se queden zonas del país sin proyectos; pero a esto no lo han oficializado”, comenta el dirigente.

Otro de los desafíos tendrá que ver con la evaluación de la propia UPME sobre los proyectos que se presenten, plazo que irá desde julio a diciembre de este año. Otra cuestión será la puesta en marcha de la Ventanilla Única, que debería estar operativa a fines de diciembre.

“El tema pasa por los tiempos”, resume Corredor. Y manifiesta: “Ojalá por lo menos se cumplan esos tres meses (de abril a julio: la presentación de los operadores de red), que salga todo completo, si no va a ser complejo para las empresas”.

Sin embargo, indica que aún hay “temas sin resolver del año pasado, como los recursos de reposición, indicios que dan a pensar que la información completa no se va a alcanzar a dar”.

“Yo creo que los procesos mucho más no se van a atrasar y que la UPME de algún modo querrá salir adelante (con la aplicación de la Resolución 075) para que el año 2023 se llegue a un año estable”, sea con la información que se está requiriendo o con la que tengan, observa el director ejecutivo de SER Colombia.

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Avanza el proyecto sobre energía undimotriz de la UTN de Buenos Aires

Meses atrás, Energía Estratégica informó que un equipo de trabajo de la Facultad Regional de Bs. As. de la Universidad Técnica Nacional estaba en la búsqueda de financiamiento para un proyecto undimotriz en la costa de Buenos Aires, dado que dichas escolleras son las únicas de la provincia que se extienden más de un kilómetro desde la costa. 

Y tras un tiempo prudencial, Alejandro Haim, ingeniero de la UTNBA, volvió a conversar con este portal de noticias y comentó cuáles fueron los avances del proyecto en el último tiempo: “Estamos terminando la etapa de diseño del equipo que iría en el mar para posteriormente construirlo”, comenzó. 

“La fabricación e implementación requiere un costo elevado que la facultad no puede asumir. Por lo que, a partir de eso, nos pusimos en contacto con gente interesada en el proyecto, entre ellos el Foro Regional Eléctrico de la provincia de Buenos Aires (FREBA), quienes están dispuestos a ayudarnos, ya sea económicamente como en la gestión”, reconoció. 

Y de este modo, están intentando conseguir los permisos necesarios que los habilite a trabajar en la escollera norte de la ciudad de Mar del Plata, gracias a que FREBA se encargaría de solicitar el acceso al lugar. 

Asimismo, Alejandro Haim contó que se presentaron a la convocatoria del Fondo Argentino Sectorial (FONARSEC), de la Agencia I+D+I, dado que una de las líneas de financiamiento está orientada exclusivamente a energía undimotriz, precisamente a la construcción de prototipos y sistemas ubicados sobre la costa marina y offshore, ya sean libres o fijos. Y eso les permitiría les permitiría cubrir parte de los costos de construcción e instalación del equipo

Trabajando en los formularios solicitados y se nos pidió estar asociado con otra institución, en este caso de Buenos Aires, para desarrollar y construir el equipo, con el objetivo de instalarlo entre fines del 2022 y el 2023, si se dan las condiciones favorables para ello”, manifestó. 

A ello se debe añadir que a fines del 2021 el Senado de la Nación aprobó un proyecto que nombra de beneplácito a toda la labor de investigación llevada a cabo y, sumado a que en 2015 también se lo nombró de interés nacional, podría significar un verdadero impulso para finalmente conseguir el objetivo de instalar el sistema.

¿Cómo funcionaría el equipo?

El equipo consta de dos boyas unidas a un núcleo, donde se encuentra el mecanismo transformador del movimiento ondular del mar, en un movimiento giratorio continuo que se convierte en energía eléctrica. 

Y entre sus ventajas se encuentra ventaja que proporcionará energía limpia y renovable con un bajo impacto ambiental; además de la constancia energética durante todo el año, sin interrupciones y con un factor de capacidad elevado, con el beneficio de que la energía de las ondas marinas es 10 a 30 veces más densa que la energía solar y 5 veces más densa que la eólica.

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JA Solar apuesta a quedarse con el 20% del mercado de Centroamérica y Colombia

«Desde JA queremos tener la participación del 15-20% de la región», declaró Santiago Cárdenas Parra, gerente de Ventas para Colombia, Centroamérica y el Caribe de JA Solar, quien participó como exponente invitado en el evento de Latam Future Energy en Santo Domingo, República Dominicana.

La zona de América Central y el Caribe se encuentra en un momento de expansión y crecimiento. En República Dominicana se anunció la firma de contratos en proyectos fotovoltaicos por alrededor de 800MW.

En Honduras, la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE) prevé licitar 450MW de potencia, con una posible segunda parte de 250MW para alcanzar una capacidad de 700MW. Desde Guatemala se lanzó la licitación para contratar potencia eléctrica por el periodo de un año, invitando a todas las empresas generadoras de más de 1MW sin distinciones tecnológicas.

Además, en varias islas del caribe hay señales de crecimiento e inversión en materias de energías renovables. Por ejemplo, en Puerto Rico, se estableció un plan para integrar 3750MW de energías renovables a la red eléctrica, con la meta de que éstas comprendan el 40% del consumo del país en 2025. Esto se llevará a cabo mediante una convocatoria de seis solicitudes de propuestas.

“Hay islas como Jamaica con proyectos de más de 100 MW, en San Andres de Colombia hay de más de 10MW. Hay muchos proyectos aquí en centro américa. Son pequeños, pero que suman bastante”, destacó Cárdenas.

“Creo que cada país en este momento está mejorando leyes u oportunidades, sacando licitaciones para darnos más fuerza para poder llevar toda la tecnología y los módulos”, recalcó el representante de la empresa china sobre el contexto favorable en la zona. Asimismo habló del crecimiento que hubo en el Caribe “Pienso que con solo nombrar a República Dominicana y Puerto Rico ya estamos hablando de GW”.

Cabe recordar que JA Solar, empresa fundada en 2005, anunció ampliaciones en su red de distribución en América Latina y el Caribe, con intenciones de ser de los principales fabricantes en la región. Durante el 2021 la compañía alcanzó los 945.99MW enviados allí, con los paneles de 182 mm como principal producto de venta, algo sobre lo que Cárdenas Parra dijo que estaban enfocados en seguir trabajando.  

Novedades de JA Solar

En el mismo marco, el ejecutivo dio a conocer algunos detalles de distintos proyectos y nuevas tecnologías planeadas por la empresa. “Este año también vamos a estar trabajando con módulo bifacial de tipo N, donde vamos a estar llegando con potencias de 72 celdas a 570 y de 78 a 620”, adelantó

“Es muy importante para nosotros no sólo aumentar las potencias, sino también la eficiencia”, remarcó el ejecutivo. Explicó que, para ello, se están enfocando en optimizar costos logísticos, como incorporar mayor capacidad en un contenedor, “por lo que se vuelve importante la forma en que está empacado, el tamaño del marco”, resaltó.

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Total Eren analiza la viabilidad de proyectos de hidrogeno verde en Centroamérica y el Caribe

“Hoy, no sabemos cuando realmente se va a alcanzar la paridad, cuando llegue el momento donde el precio de la molécula de hidrógeno verde sea igual a una molécula de hidrógeno gris o azul”, advirtió Martin Rocher, vicepresidente de Desarrollo de Negocios para América Latina y el Caribe de Total Eren, durante un evento de Latam Future Energy.

No obstante, ante un auditorio de más de 400 actores clave del sector energético renovable, consideró que el aumento de la demanda desde los sectores de la electromovilidad y la minería exigirían avanzar con alternativas sostenibles para la generación eléctrica, almacenamiento energético y producción de combustible verde. Y el hidrógeno verde sería la respuesta.

De allí, reveló que la empresa ya se está preparando para aquel momento y analiza la ejecución de proyectos a partir de ese vector energético en distintos puntos de Latinoamérica.

Entre ellos, la compañía ya había anunciado alianzas estratégicas en Chile para el primer emprendimiento con importante densidad energética, pero ahora adelantó que están analizando avanzar en otros mercados más, aplicando distintos modelos. En tal sentido, diferenció dos tipos de proyectos de hidrógeno verde que están contemplando:

El primero refiere a los proyectos de gran escala, similar al proyecto que ha anunciado Total Eren en el sur de Chile de hasta 10 GW de energía eólica.

En este caso, Rocher explicó que se precisan tantos recursos como espacio para desarrollarlos y es por eso que el mismo hidrógeno verde tiene valor como sí mismo y para elaborar otro producto final que puede ser el amoniaco el metanol y proyectarlos para la exportación, ya que esos derivados resultan de más fácil transporte.

Por otro lado, el segundo tipo de proyecto sería de menor escala, una alternativa que iría a alimentar la demanda nacional y se concentraría en producir sólo la molécula de hidrógeno verde y ser directamente utilizada en pilas a combustible. Aquello no quitaría la necesidad de un recurso renovable abundante para producirlo; entonces, se recomendaría combinar eólica con solar para tal fin.

Por ello, desde la óptica de Martin Rocher, los proyectos de gran escala con un fin de exportación los estarían analizando implementar en países como Colombia, Panamá o México (además del proyecto en Chile); mientras que en las regiones de isla verían más viable el segundo tipo de proyecto:

“Al hidrógeno verde lo veo más en esta región para proyectos de menor escala hacia una demanda interna y con un enfoque especial con proyectos de minería”.

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NREL: México necesita facilitar la inversión privada para explotar su potencial renovable

El Laboratorio Nacional de Energía Renovable (NREL por sus siglas en inglés – National Renewable Energy Laboratory) destacó que México se encuentra en una posición ideal para convertirse en una potencia de energía limpia, siempre y cuando se implementen políticas que faciliten la inversión privada. 

De acuerdo a la entidad estadounidense, México posee un “potencial técnico nacional” de 24918 GW en energía solar, 3669 GW eólicos, 2.5 GW geotérmicos y 1.2 GW de capacidad adicional a partir de centrales hidroeléctricas. 

“La combinación de la planificación de la transmisión con el desarrollo de energía renovable disponible en regiones clave puede aumentar el acceso a la energía, promover el crecimiento económico y reducir los precios de la electricidad al mismo tiempo que aumenta la confiabilidad del sistema, señala el documento titulado “Informe de energía limpia de México”.

“Asimismo, la región sureste podría convertirse en el centro de energía limpia más importante del país, impulsando el crecimiento sostenible en toda la región y exportando capacidades de energía limpia al resto del país y a Centroamérica”, agrega.

¿Por qué? El reporte detalla que podría alcanzar 5,561 GW de energía solar fotovoltaica, 744 GW con aerogeneradores, 272 MW adicionales de geotermia convencional y tendría los recursos hídricos más grandes de México.

Además, NREL desglosó el potencial por tecnología y por región, más allá del total a nivel federal y del sureste, así como también de la generación distribuida. 

En el caso de la energía eólica incluye áreas con velocidades de viento promedio de, al menos 3 m/s, y excluye terreno montañoso, humedales y áreas urbanas y protegidas, por lo que se contemplaron las zonas del noroeste (670 GW) y Baja California Sur (110 GW), 

Para el potencial fotovoltaico de gran escala se reconoció que la entidad federativa previamente mencionada sería de 743 GW; mientras que en energía solar concentrada, el norte de México podría lograr 8310 GW, además de otros 516 GW en Baja California Sur. 

En tanto que para el segmento de generación distribuida, el Laboratorio Nacional de Energía Renovable prevé que para 2024 se instalarán 2.336 MW adicionales a los operativos hoy en día, por lo que se superaría la marca de 4 GW en este tipo de sistemas. Y de este modo se podrían agregar 22000 trabajos de construcción y 1000 trabajos de O&M. 

Aunque para ello, la entidad recomienda reducir las barreras financieras para la adquisición de equipos, recalibrar los procedimientos de interconexión, establecer regulaciones de medición neta virtual y solar compartida y ampliar el límite de 500 kW, entre otras medidas. 

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Nuevo gasoducto: cuándo estaría lista la obra que permitirá importar menos gas en invierno

El gasoducto Néstor Kirchner, que transportará gas desde Vaca Muerta a la provincia de Buenos Aires, ya está generando inversiones en las compañías del sector, que proyectan que esta obra de infraestructura les permita evacuar mayores volúmenes de producción del gas no convencional que se obtiene en la provincia de Neuquén. Hoy la gran paradoja de la Argentina es contar con abundancia de gas en sus yacimientos no convencionales y no tener capacidad para transportarlo. El sistema actual de gasoductos -tiene entre 40 y 50 años- queda saturado en los meses de invierno. Un cuello de botella que cuesta miles […]

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Mendoza Activa: Las inversiones que generó el programa multiplicaron por 4 el presupuesto de varios ministerios

Desde que inició en agosto del 2020, hubo 16 convocatorias en las que se cerraron más de 14.000 proyectos con una inversión que sobrepasa los $100 mil millones. El Municipio con mayor cantidad de dinero movido es Luján de Cuyo. En sus tres ediciones el plan recibió el apoyo no solo del oficialismo sino también de la oposición en la Legislatura. Para el ministerio de Economía su implementación fue un éxito y así lo reflejan los números. El total invertido es de $101.142.444.482 reflejado por los proyectos privados financiados, en parte, por el Estado mendocino durante los 20 meses que […]

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Darío Martínez instó a las petroleras que produzcan al 100% de su capacidad

El gobierno nacional le exigió a las empresas petroleras que presenten semanalmente un informe sobre planes de producción y que trabajen al máximo de su capacidad. El secretario de Energía fue quien transmitió la pretensión del Ejecutivo a representantes de las refinerías de petróleo que operan en el país en una reunión que se llevó a cabo en la sede de la cartera. “Necesitamos que produzcan al 100% de su capacidad. Todas las semanas, cada una de las empresas, nos presenten un informe detallado de los volúmenes de producción, importación y distribución”, según indicó un parte de prensa. Martínez estuvo […]

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Energías Renovables: sólo se construyó uno de los ocho parques solares de Renovar

Entre 2018 y 2019, se licitaron 26 proyectos de generación energética. Se hicieron 9 y están en construcción 8 más. Los más grandes quedaron en el camino. La mayoría cayó por la falta de financiamiento. Entre 2018 y 2019, se licitaron 26 proyectos de generación energética. Se hicieron 9 y están en construcción 8 más. Los más grandes quedaron en el camino. La mayoría cayó por la falta de financiamiento. Entre 2018 y 2019, se licitaron 26 proyectos de generación energética. Se hicieron 9 y están en construcción 8 más. Los más grandes quedaron en el camino. La mayoría cayó […]

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El primer trimestre reflejó el muy buen momento petrolero de Puerto Rosales

Entre enero y marzo operó casi un 4 por ciento más de toneladas que en igual período de 2021. Se consolida el rol de la estación marítima como puerta de salida para el crudo de Vaca Muerta. Los números muestran, por sí solos y sin necesidad de mayores consideraciones, el buen momento de Puerto Rosales en lo que a movimiento de crudo se refiere. De hecho, lo más correcto sería hablar de período de crecimiento y no de buen momento, ya que hace algunos años que la operatoria petrolera en esa estación marítima viene registrando cada vez mejores guarismos. Ahora, […]

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Celulosa reduce deuda y vuelve a ser rentable

Desde el inicio de un fuerte proceso de desapalancamiento y una mejora en los mercados donde opera, el mayor fabricante de papel del Argentina logró revertir el escenario negativo que venía atravesando hasta el año pasado y que le había causado pérdidas por casi $ 1.5 mil millones. Es sobre Pulpa Argentinaque es controlada por Tapebicuá Investment Company con el 66,4% del capital y que en su balance por el período de nueve meses finalizado en febrero pasado reportó una utilidad de $762 millones, que compara con una pérdida de $1.176 millones en igual período del año anterior. La compañía […]

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10 años de la renacionalización de YPF

En ese entonces, uno de los argumentos más importantes para impulsar la acción fue la necesidad de recuperar la soberanía petrolera y frenar la caída de la producción. Ese año se había perdido autoabastecimiento y la faltante de combustibles afectan la demanda. Se cumplieron 10 años desde la decisión del gobierno argentino de expropiar el 51% del capital accionario que el holding español Repsol poseía en YPF y sus empresas asociadas. Cuáles fueron los argumentos, qué se logró y qué importancia tuvo recuperar la soberanía energética. Argentina era productora de hidrocarburos pero no tenía el liderazgo de su política energética. […]

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Sube la nafta para aviones y suben precios del Jet 2 años después

Varias aerolíneas europeas low cost, anunciaron la semana pasada que los volúmenes de reservas para este verano boreal ya están por encima de 2019, antes de que comenzara la pandemia. Como pasó con casi todos los otros sectores de la economía, la recuperación post COVID-19 parece haber sorprendido a la industria de la aviación. Los aeropuertos están llenos otra vez y el número de vuelos está aumentando raudamente y, con él, la demanda de combustible para aviones, el Jet Fuel o Aviation Turbine Fuel (ATF). Desde el primer motor a reacción de producción en serie, el Junkers Jumo 004 utilizado […]

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CAME manifiesta a la Subsecretaría de Hidrocarburos de la Nación su preocupación por la falta de gasoil

El presidente de la Confederación Argentina de la Mediana Empresa (CAME), Alfredo González, se reunió con la subsecretaria de Hidrocarburos de la Nación, Maggie Luz Videla Oporto, y con Daniel Rigou, director nacional de Refinación y Comercialización, con el fin de manifestar la preocupación del sector por la falta de gasoil en el interior del país. “Es preocupante la falta de gasoil para el agro, ya que el agro es quien moviliza a todas las ciudades del interior. A partir de él se ponen en funcionamiento la industria, el comercio y los servicios”, señaló el titular de CAME. De acuerdo […]

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