Comercialización Profesional de Energía

Yearly: 2022

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Advierten resistencia a contratar Virtual Power Plants en la subasta de Puerto Rico

Desde la Asociación de Energía Solar y Almacenamiento de Puerto Rico (SESA) consideran crucial avanzar con la integración de Virtual Power Plants (VPP) en las redes eléctricas puertorriqueñas.

Javier Rúa Jovet, director de Políticas de SESA, consideró que no aprovechar estos activos sería “un error” que no debe cometer Puerto Rico.

Dentro de la primera de seis convocatorias a Solicitudes de Propuestas (RFP, por sus siglas en inglés), se pusieron en juego 1000 MW solares, 500 MW de almacenamiento equivalente, además de aceptarse propuestas de VPP por 150 MW.

De aquel “tranche 1”, sólo se anotició el avance de 800 MW solares y 250 MW en baterías, pero nada aún se conoce de los VPP. De allí que el referente de SESA haya puesto en duda porqué hay demoras en su incorporación:

Javier Rúa Jovet – SESA

“En relación a los RFP, una de las complicaciones que vemos es que hay resistencia o desconocimiento al plantear que las VPP implican un funcionamiento altamente tecnológico y difícil de hacer o al plantear contratos que intentan meter un cuadrado dentro de un triángulo como si fuesen a firmar un PPA de generación a gran escala”, cuestionó.

Y subrayó: “Hay que ver el costo de los VPP fuera del pensamiento normal”.

En una reciente moción elevada a la autoridad, desde SESA exhortaron a valorar los beneficios en estabilidad, resiliencia y salud dentro del costo de los activos de VPP que ya existen.

Al respecto, es preciso recordar que la velocidad de las conexiones bajo medición neta se ha multiplicado exponencialmente en la isla en el último año; lo que llevó a que Puerto Rico cuente con unos 40000 clientes de generación distribuida y cerca de 60000 baterías que conforman una megaplanta virtual aún no utilizada, de acuerdo a cifras que revela SESA.

De allí es que Javier Rúa Jovet refuerce la idea de que “está disponible una planta virtual de 300 MW gratis, en comparación a prender una planta peaker de bunker, y que además brinda servicios adicionales”.

Aquellos comentarios fueron realizados durante el panel “Focus Puerto Rico: Proyectos Utility Scale & Almacenamiento”. En el cual, también participaron referentes del gobierno, 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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Hoja de ruta del hidrógeno: Colombia promueve nuevas reglamentaciones

En octubre del año pasado, el Gobierno de Colombia presentó su Hoja de Ruta de Hidrógeno Verde (descargar) para posicionarse como uno de los países que produzcan este energético a precios competitivos.

En ese momento, el ministro de Minas y Energía, Diego Mesa, indicó que el objetivo es que, al 2030, se pueda producir en el Caribe norte (donde se concentran recursos eólicos y solares muy por encima de la media mundial) hidrógeno verde a un valor de 1,7 dólares por kilo. “Es un precio altamente competitivo a nivel internacional”, destacó.

El hidrogeno azul, producido a través de hidrocarburos y su posterior captura, utilización y almacenamiento de carbono (CCUS), se produciría a un costo un poco más elevado: 2,4 dólares por kilo. Al 2050 se espera que el kilo de hidrógeno verde y azul ronden el dólar.

La Hoja de Ruta sostiene que, hacia los próximos 10 años, haya entre 1 a 3 GW de capacidad para electrolisis. Esto supone que hubiera de 1,5 a 4 GW de capacidad instalada de renovables dedicada exclusivamente a la producción de hidrógeno.

Para lograr los objetivos de este ejercicio, el Gobierno deberá reglamentar artículos clave de la Ley 2099, como el 21, donde se definen “los mecanismos, condiciones e incentivos tendientes a promover la innovación, investigación, producción, almacenamiento, distribución y uso del hidrógeno que se destine a la prestación del servicio público de energía eléctrica y/o al almacenamiento de energía, así como a la descarbonización de los sectores transporte, industria e hidrocarburos, entre otros”.

También el artículo 22, que señala que “el Gobierno nacional desarrollará la reglamentación necesaria para la promoción y desarrollo de las tecnologías de captura, utilización y almacenamiento de carbono (CCUS)” relativa al desarrollo de usos tecnológicos para la producción de hidrógeno.

Y el artículo 23, que establece que corresponde al Gobierno nacional diseñar la política pública para promover la investigación y desarrollo local de tecnologías para la producción, almacenamiento, acondicionamiento, distribución, reelectrificación, usos energéticos y no energéticos del hidrógeno y otras tecnologías de bajas emisiones.

En esa línea, el Ministerio de Minas y Energía publicó a consulta pública (ver), hasta el próximo 22 de abril, la reglamentación de estos tres artículos.

En cada uno de ellos, la cartera propone su regulación, concerniente a la definición de los mecanismos, condiciones e incentivos para promover el desarrollo local, la innovación, investigación, producción, almacenamiento, transporte, distribución, uso de hidrógeno destinado a la prestación del servicio público de energía eléctrica, almacenamiento de energía, y descarbonización de sectores como transporte, industria e hidrocarburos.

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PRI votará en contra de la reforma eléctrica de AMLO

Con este Acuerdo, el tricolor anula cualquier posibilidad de que sus 71 legisladores, o 14.2% del total, voten a favor de la iniciativa del Ejecutivo federal, por lo que prácticamente la sepulta, ya que el partido oficialista Movimiento de Regeneración Nacional (Morena) y sus aliados Partido del Trabajo (PT) y Partido Verde Ecologista de México (PVEM) no alcanzan a sumar las dos terceras partes de los votos que exige el artículo 135 de la Constitución para poder modificar la Carta Magna.

En todo caso, Morena y sus aliados sumarán apenas 55.4% del 100% de los votos en el recinto cameral.

El documento, firmado por el presidente nacional del partido, Alejandro Moreno Cárdenas, y por el secretario técnico, Guillermo Angulo Briceño, lleva como nombre “Acuerdo del Consejo Político Nacional, por el que se establece el posicionamiento del Partido Revolucionario Institucional y se mandata a las y los legisladores federales del PRI respecto a la iniciativa de reforma constitucional en materia eléctrica presentada por el Poder Ejecutivo federal”.

“El Consejo Político Nacional mandata a las y los legisladores federales del Partido Revolucionario Institucional a votar en contra de la iniciativa de reforma en materia eléctrica a los artículos 25, 27 y 28 de la Constitución Política de los Estados 10 Unidos Mexicanos, en los términos presentados por el Poder Ejecutivo Federal al Congreso de la Unión, en congruencia con los Documentos Básicos del Partido”, se lee en un Acuerdo aprobado por el Consejo.

Mañana lunes, las Comisiones Unidas de Puntos Constitucionales y de Energía se reunirán para votar el Dictamen que incluye la iniciativa de reformas constitucionales del jefe del Ejecutivo y para el martes se subirá al Pleno de la Cámara para una primera lectura.

Existen versiones de que el mismo martes se convoque a una segunda sesión del Pleno para discutir y votar el dictamen, aunque esto podría suceder el miércoles 13 de abril.

El Acuerdo aprobado hoy por el Consejo Político Nacional del PRI se compone de dos artículos y en el segundo de ellos el Partido reitera que impulsará de manera conjunta con los legisladores que integran la coalición “Va por México” –PAN y PRD– la contrarreforma en materia eléctrica que presentaron ante la opinión pública el pasado lunes 4 de abril.

También incluye los 12 puntos que “Va por México” dio a conocer ese mismo día. Así informa Energía A Debate.

Por último, el Acuerdo incluye un artículo transitorio en que estipula que las disposiciones aprobadas entrarán en vigor el mismo día en sean publicadas en los “estrados físicos” y “estrados digitales” del partido.

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Iberdrola instalará en el parque eólico de Iglesias las turbinas más potentes del mundo

Iberdrola instalará en los nuevos parques eólicos de Iglesias y Buniel (Burgos) las turbinas más potentes que fabrica Siemens Gamesa, gracias a una inversión de casi 200 millones de euros.

De la mano de la firma de base tecnológica, la eléctrica construirá un parque de 200 megavatios que dará cobijo a los primeros equipos de la plataforma 5.X en España, las más potentes en eólica terrestre nunca vistas. De hecho, estos aerogeneradores se colocarán en el parque eólico burgalés y en otro de Noruega.

Precisamente, en la provincia burgalesa se encontraban hasta ahora las de mayor capacidad, que volverán a ser superadas.

Generarán energía limpia suficiente para abastecer a una población equivalente de más de 190.000 hogares al año y evitarán la emisión a la atmósfera de 115.600 toneladas de CO2 anuales.

El director de Construcción de Iberdrola Renovables, el burgalés Rafael García Rocha, destacó a Ical que contará con un importante componente local, ya que empleará empresas de obra civil, mano de obra, transportistas, suministradores de materias primas (áridos, hormigón, acero, prefabricados, etc.), grúas, medios auxiliares, etc., así como la promoción de proveedores industriales.

Se prevé que en períodos punta de trabajo se vinculen al proyecto hasta 350 trabajadores.

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Insólito: la tarifa residencial del gas bajó un 10% este año pese a que el precio internacional del hidrocarburo bate récords históricos

El precio del gas se disparó en los principales mercados del mundo debido a la invasión rusa a Ucrania. En este contexto, las tarifas domiciliarias comenzaron a subir en numerosos países centrales y periféricos apuntalando la inflación, hasta niveles que no se veían desde hace unos 40 años. En Argentina, en cambio, la tarifa media de gas del conjunto de los usuarios residenciales retrocedió 10% en términos nominales desde junio del año pasado, pese a que la inflación ya supera el 50% anual, según detalló la consultora Economía & Energía. 

La tarifa media del conjunto de los hogares, incluyendo valores plenos y diferenciales, era de 1485 pesos en junio del año pasado y en marzo de este año, luego del aumento de 20% que aplicó el gobierno ese mes se ubicó en 1338 pesos, un 10% por debajo.

Fuente: Economía & Energía.

Este paradójico retroceso fue producto de la ampliación de las Zonas Frías que aprobó el Congreso en junio del año pasado e introdujo rebajas de entre 30% y 50% para 3,1 millones de usuarios. En pesos constantes, la caída acumulada de las tarifas de gas desde junio de 2019 llega al 64% evidenciando una licuación extraordinaria.

La contracara del abaratamiento de las tarifas fue el crecimiento de los subsidios y del déficit de la balanza energética, situación que se agudizó todavía más en el contexto de la invasión rusa a Ucrania. Según detalló el especialista Fernando Navajas la semana pasada, los subsidios podrían crecer este año entre 3500 y 4200 millones de dólares, mientras que el déficit de la balanza energética, según una proyección de Economía & Energía, podría multiplicarse por ocho en 2022 llegando a los 5000 millones de dólares.

Pese a ello, el cristinismo insiste con mantener las tarifas sin cambios y promete resistir la suba adicional de 20% para la mayoría de los usuarios del país que el gobierno acordó con el FMI.  El argumento central que suele esgrimir la vicepresidenta Cristina Fernández de Kirchner es que las tarifas baratas son clave para darle mayor competitividad a la economía. Sin embargo, esta posición es cuestionada por varios especialistas quienes afirman el congelamiento tarifario no solo es un problema por el impacto fiscal sino también por su efecto distributivo, ya que los subsidios generalizados al consumo energético terminan siendo profundamente regresivos al beneficiar a sectores que no necesitan de la ayuda del Estado.  “Hoy Argentina gasta en subsidios a la energía el doble de lo que destina en programas focalizados hacia los sectores de menores ingresos”, había advertido Arceo a fines de enero de este año.  

Las tarifas por empresa

El informe de Economía & Energía, consultora dirigida por Nicolás Arceo, muestra los datos desagregados por empresa y allí puede verse que la baja nominal respondió a la ampliación de las Zonas Frías que extendió la tarifa promocional a 152 departamentos distribuidos en 5 provincias.

La tarifa residencial promedio de Distribuidoras Gas del Centro, que brinda servicio en Córdoba, Catamarca y La Rioja, cayó de 1554 a 1047 pesos, un 31%. En Córdoba, por ejemplo, se vieron beneficiados 590 mil usuarios distribuidos en 13 departamentos.

La baja promedio para los hogares de Mendoza, San Juan y San Luis a los que les brinda servicio Distribuidora Gas Cuyana fue todavía mayor al llegar al 35%.

Los usuarios de Naturgy Ban, distribuidos en las áreas norte y oeste de la provincia de Buenos Aires, también vieron caer su tarifa promedio un 21%.

El resto de las distribuidoras vieron subir su tarifa promedio, pero en la mayoría de los casos el ajuste estuvo muy por debajo del 20% aplicado en marzo. Para los usuarios de Gasnor la tarifa subió apenas un 1% promedio desde junio de 2021, los usuarios de Litoral Gas vieron aumentar su tarifa un 10% promedio y los de Camuzzi Gas Pampeana un 8 por ciento.

Las mayores subas nominales promedio se observaron en las áreas de Metrogas (+24%), Gas NEA (+20%), Camuzzi Gas del Sur (+19%) y Litoral Gas (+10%)

Aún en el caso de los hogares de Metrogas, que fue a los que más le subió la tarifa en términos nominales, la baja en términos reales fue muy significativa si se compara esa suba con una inflación interanual que ronda el 50%.

Fuente: Economía & Energía.

Bernal lo había anticipado

La baja de tarifas ya había sido destacada por el interventor de Enargas, Federico Bernal, a fines de febrero cuando comunicó el aumento del 20% que iba a regir a partir de marzo. En esa ocasión, tal como informó EconoJournal, Bernal  informó que el 35% de los usuarios residenciales pagarán menos que el año pasado debido a la ley de Ampliación de las Zonas Frías.

“Es muy importante destacar que, gracias a la Ley de Ampliación del Régimen de Zona Fría, aprobada el año pasado, un 35% de los usuarios residenciales (3,1 millones de usuarios o más de 10 millones de personas) registrarán este año un descuento del 28% en la factura de 2022. Este descuento lo recibirán incluso sobre esta actualización del 20%”, aseguró Enargas a través de un comunicado.

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Josemaría: aprobaron el estudio de impacto ambiental y la construcción podría comenzar este año

Josemaría, un megaproyecto de cobre ubicado en la provincia de San Juan, logró superar uno de los últimos pasos necesarios antes de comenzar la etapa de construcción de mina al aprobar el informe de impacto ambiental que “catorce organismos provinciales y nacionales analizaron durante más de un año”, según indicó ayer el gobierno provincial. Este megaproyecto de cobre demandará una inversión de US$ 4.100 millones y podría comenzar la construcción antes de fin de año. Desde el Ejecutivo provincial, a cargo de Sergio Uñac, se jactaron del proyecto como “la inversión privada más importante de la Argentina”.

La presentación del informe ambiental la realizaron ayer funcionarios provinciales, nacionales y ejecutivos de la empresa Josemaría Resources. El propio gobernador subió ayer un mensaje a sus redes sociales donde remarcó: “hoy quedó aprobada la Declaración de Impacto Ambiental para el comienzo de la etapa de explotación de la mina Josemaría. Este importante proyecto minero generará más de 4.000 puestos de trabajo durante la etapa de construcción”.

Quien está a cargo del megaproyecto es la operadora Desarrollo de Proyectos Mineros S.A. (Deprominsa), subsidiaria argentina de Josemaría Resources, que a su vez es una firma que pertenece al grupo canadiense Lundin, quien finalmente invertirá US$ 4.100 millones en los próximos cinco años. La primera campaña de exploración fue en el año 2003.

Cobre

El avance de este desarrollo es toda una novedad, ya que la Argentina dejó de producir cobre en 2018 con el cierre de Minera Bajo La Alumbrera. Con Josemaría, la provincia de San Juan se convertirá en la principal productora metalífera del país. Además, el proyecto planea exportar por más de US$ 1.150 millones anuales, principalmente a los mercados de Europa y Asia.

La demanda de cobre a nivel mundial en los últimos años se disparó y hoy el precio de la tonelada se ubica en los US$ 10.300, más del doble que antes de la pandemia, aunque en los últimos días se registra una volatilidad en la cotización por el impacto del Covid-19 en algunas ciudades de China, el mayor consumidor e importador del mundo.

Impacto ambiental

El informe final, donde se establece cómo serla el proceso de producción, lo aprobó el Ministerio de Minería de San Juan, a cargo de Carlos Astudillo, donde participaron catorce organismos más. Contiene más de 120 requerimientos solicitados por el Ejecutivo provincial “para mejorar el proyecto original de manera que de certezas y seguridades a los sanjuaninos que se va a desarrollar con el objetivo principal de que sea ambiental y socialmente responsable”, señaló la gobernación de Uñac.

Y agregó que el estudio “tendrá por objeto cumplir con la política de responsabilidad social y las recomendaciones de los dictámenes de la Comisión Ambiental Evaluadora, para potenciar los efectos positivos de la minería, contribuir al desarrollo sustentable de las áreas de influencia directa e indirecta del proyecto”.

Josemaría

Es un proyecto minero pórfido de cobre y oro localizado en el extremo noroeste de la provincia, sobre la cordillera del departamento de Iglesia a 4.295 msnm y es uno de los cuatro proyectos cupríferos de gran escala que posee San Juan. Cuenta con recursos por 6,7 millones de libras de cobre; 7 millones de onzas de oro y 31 millones de onzas de plata. La vida útil del yacimiento se estimó en 19 años.

La producción será mediante una mina a cielo abierto que alimentará una planta de proceso convencional de 152.000 toneladas por día durante la vida útil del yacimiento, lo que arrojaría una producción anual de 136.000 toneladas de cobre, 231.000 onzas de oro y 1.164.000 onzas de plata por año.

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En abril YPF suma más gasoil al mercado

YPF aumentó su oferta de gasoil en el mercado para mejorar la situación de abastecimiento en el país. En la primera semana del mes, entregó casi 8 millones de litros por encima de lo planificado, lo que representa un 27 % más que en 2019 y 30 % más respecto al año pasado.

La Compañía comunicó que “además, se compromete a aumentar un 10 % su oferta de gasoil en el mes de abril respecto al mismo mes de 2019”. Como forma de complementar este aumento de la producción local, YPF va a sumar 150 millones de litros de gasoil importado antes de fin de mes, y 100 millones de litros durante la primera quincena de mayo.

“Este enorme esfuerzo de producción e importación está acompañado por el funcionamiento de la cadena logística a su máxima capacidad. Los despachos de combustibles en los primeros días del mes son superiores a la media y a los valores históricos”, destacó.

Asimismo, YPF puntualizó que “está facilitando a la competencia combustible para cubrir los faltantes puntuales colaborando en una solución integral del problema de bastecimiento”.

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Energía: Guzmán gestionó en Brasil suministro electricidad. Martínez destacó acuerdo con Bolivia

El ministro de Economía, Martín Guzmán, junto al embajador argentino en Brasil, Daniel Scioli, negociaron y acordaron con el ministro de Minas y Energía de Brasil, Bento Albuquerque que ese país vecino “garantizará la energía eléctrica necesaria para los meses que van de mayo a septiembre”, comunicó el Ministerio. 

“Lo que logramos con Brasil y Bolivia le da a la Argentina mayor certeza y tranquilidad en el campo energético”, enfatizó Guzmán al terminar la bilateral en San Pablo.

La provisión de energía eléctrica no demandaría erogación en pago de tal suministro ya que se realizaría bajo el esquema de intercambio compensado (electricidad por electricidad) que rige entre los dos países desde hace no menos de diez años.

Así, se estableció el período de ingreso eléctrico a la Argentina, y luego habrá reciprocidad en los meses de menor demanda local.

Aunque la región de la Cuenca Paraná-Iguazú aún está afectada por una prolongada sequía, en los dos últimos meses las centrales hidroeléctricas de Brasil están recuperando el nivel de sus embalses por mas lluvias estacionales, lo cual le permitirá generar más electricidad por esta vía e incluso reducir su demanda de gas a Bolivia. En Argentina cruzan los dedos y esperan que esto, a su vez, permita a Bolivia mejorar el suministro del fluído a nuestro país.

Previo a dicha reunión, el ministro de Economía y Scioli se reunieron con más de 200 empresarios y Guzmán expuso sobre las oportunidades de inversión en energía que ofrece la Argentina y también el potencial en otros sectores estratégicos

Economía destacó que en el encuentro con el ministro Albuquerque, el funcionario “garantizó que Brasil pondrá a disposición de la Argentina el volumen de energía eléctrica necesaria en los meses de mayo a septiembre. Contar con mayor suministro permite liberar gas para otros usos”, puntualizó.

Durante la reunión también se trabajó sobre la agenda energética bilateral y en mejorar la integración energética entre ambos países, se indicó. Argentina está en disposición de exportar gas natural producido en Vaca Muerta a Brasil y para ello diseñó la prolongación, en una segunda etapa, del gasoducto troncal que construirá entre Tratayén (Neuquén) y Salliqueló  (Buenos Aires), para llegar a Santa Fe y empalmar con el GNEA.  

Guzmán agregó “es un paso muy importante el que dimos. Brasil va a garantizar la seguridad energética en la Argentina. Esa fue la definición más importante con efecto inmediato en la certeza en nuestra economía”.

En esta línea, Guzmán explicó que este anuncio, junto al entendimiento con Bolivia vinculado al suministro de gas, “nos dan un horizonte para este año de mucha mayor certeza en el campo energético y la posibilidad de dar más previsibilidad sobre la posibilidad de satisfacer la demanda”.

Por su parte, Scioli enfatizó “que Brasil garantice la seguridad energética argentina enviando electricidad en la medida que lo necesite entre mayo y septiembre es un objetivo cumplido para el trabajo coordinado que desde la embajada venimos realizando  junto con el Ministro Guzmán frente a las autoridades brasileras”.

Por otra parte, y con referencia al Acuerdo con Bolivia para la provisión de gas natural a la Argentina durante el próximo invierno, el Secretario de Energía, Darío Martínez,  consideró que “es un paso adelante, con volúmenes y precios muy convenientes para el país”. “Este acuerdo, de por si muy bueno, resalta más aún en el contexto internacional de incertidumbre, escasez y precios exorbitantes de la energía”, agregó.

“Con la intervención directa del Presidente (Alberto Fernández), en diálogo directo con las autoridades bolivianas, se logró encauzar una negociación, compleja, que estaba trabada, con volúmenes para este invierno inferiores hasta 50 % de  los que finalmente se acordaron”, describió.

El Secretario de Energía destacó que “a la producción récord de gas que hoy tenemos, le sumamos con este acuerdo volúmenes adicionales de gas cierto y a precio cierto, que de otra forma, hubiéramos tenido que importar, ya sea GNL o gasoil, a precios descontrolados”.

Martínez afirmó que “el precio promedio que se acordó es altamente conveniente para el país, ronda los  US$ 12.18 el MMbtu, cuando el precio internacional del GNL mas que lo triplica y el del gasoil, mas que lo duplica”.

“Es una buena noticia para el país, para los Argentinos en general, para el cuidado de nuestras reservas del BCRA, y para el plan fiscal de nuestro Gobierno”, expresó Martínez, y agregó que “calculado al  precio promedio ponderado obtenido, los volúmenes adicionales conseguidos en este acuerdo  permitirán un ahorro aproximado de US$ 769 millones, y reemplazarán unos 14 barcos de GNL”.

El Convenio, que perfeccionarán YPFB y IEASA, establece que la empresa boliviana proveerá 14 millones de metros cúbicos diarios de gas firmes durante los meses de este invierno, dando prioridad a la Argentina por hasta 18 Millones de m3/día en total para el período Mayo a Septiembre 2022.

Los precios del gas a aplicar a este acuerdo tendrán un esquema por el cual, Argentina pagará el actual precio vigente en la adenda 2021, (actualmente entre 7 y 9 dólares el millón de BTU) por un primer volumen de hasta 8 a 10 millones de metros cúbicos; mientras se pagará US$ 19.8 el millón de BTU por el resto del gas  (precio base, hoy 9 dólares, más 10,5 % del Brent), lo que arroja un precio promedio ponderado de US$ 12.18 MMbtu por el tramo firme del acuerdo.

Martínez resaltó que “los volúmenes acordados permiten garantizar la fluidez del sistema en todo el norte del país, dando certeza a toda la demanda”.

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El gas representó el 91% de las importaciones argentinas desde Bolivia

Frutas, oleaginosas, fertilizantes, piedras, cales y cementos fueron otros productos que se compraron al país vecino. De acuerdo a un informe de ABECEB, el monto total gastado fue de u$s 1054 millones. En 2021, el comercio de Argentina con Bolivia fue deficitario por 490 millones de dólares, con importaciones por u$s 1054 millones. En ese sentido, el 91 % de esas operaciones fue la compra de gas. En tanto, las exportaciones alcanzaron los 564 millones de dólares. Así lo reveló el último informe de ABECEB. Según un informe, Argentina tiene el potencial para exportar más de lo que importa de […]

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Vaca Muerta: Sacde ampliará un gasoducto de TGS

La empresa constructora que Marcelo Mindlin ahora posee hará la extensión del gasoducto Vaca Muerta Norte. Se trata de un proyecto de u$s 60 millones, que unirá las áreas Los Toldos y El Trapial. Conectará su planta de Tratayén, centro neurálgico en el que inyecta al resto del país el gas natural que se produce en Vaca Muerta, con el norte de la provincia de Neuquén. “El directorio de la sociedad aprobó la oferta presentada por Sacde (Sociedad Argentina de Construcción y Desarrollo SA), en el marco de la licitación para la adjudicación del montaje y construcción de la extensión […]

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Programa Nacional de Desarrollo de Proveedores: Alargan plazo de la convocatoria

Los aportes serán efectuados conforme los términos, condiciones y procedimientos previstos en el Reglamento Operativo del Programa de Desarrollo de Proveedores (PRODEPRO), dice la Resolución. Los posibles beneficiarios tendrán tiempo de inscribirse hasta el 16 de mayo o bien hasta agotarse la partida presupuestaria. Desde su relanzamiento en 2020, el programa asistió a 270 proyectos en 14 provincias por $6.290 millones en aportes y $600 millones en bonificación de tasa, lo que impulsó inversiones por $18.250 millones. El Ministerio de Desarrollo Productivo amplió los plazos de la convocatoria 2022 del Programa Nacional de Desarrollo de Proveedores (Prodepro) gracias a la […]

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Gasoil para la cosecha de soja: las petroleras pierden $ 40 por litro pero igual dicen que no habrá faltantes

El Gobierno creó una mesa de trabajo para monitorear el suministro. Las petroleras intentan cerrar un acuerdo sectorial para restringir temporalmente algunas exportaciones de petróleo crudo sin intervención oficial. El Gobierno le propuso ayer al sector privado conformar una mesa de trabajo cada 15 días para monitorear el abastecimiento de gasoil, a días de que empiece la cosecha gruesa agropecuaria. Fue en una reunión con representantes del “campo”, productores de biodiésel y directivos de YPF, encabezada por el vicejefe de Gabinete, Jorge Neme; el secretario de Energía, Darío Martínez; y el presidente de la petrolera de gestión estatal, Pablo González. […]

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Shell publica informes sobre Sostenibilidad, Asociaciones de la Industria y Pagos a Gobiernos

Shell plc ha publicado su Informe de sostenibilidad de 2021, su Actualización de la revisión climática de las asociaciones industriales de 2022 y su Informe de pagos a gobiernos de 2021. Shell ha estado informando formalmente sobre el desempeño relacionado con la sustentabilidad durante 25 años, con el objetivo de ser transparente sobre las actividades que son importantes para los inversionistas, los gobiernos y la sociedad civil. El Informe de sostenibilidad de Shell de 2021 describe el progreso hacia muchas de sus ambiciones estratégicas Powering Progress y comparte datos de desempeño social, ambiental y de seguridad relacionados. En su introducción […]

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Buscando inversiones para el gas y Vaca Muerta Guzmán va a Brasil

La embajada argentina y la Federación de Industrias del Estado de San Pablo (FIESP) organizaron el encuentro. La cámara es una de las más importantes de Brasil. En primer término el funcionario argentino se reunirá con Bento Albuquerque, ministro de Minas y Energía brasileño en San Pablo. Esto tiene como objeto que el país importe menos gas desde Bolivia y ese sobrante pueda ser comprado por Argentina. Más tarde, Guzmán se trasladará a Brasilia, donde mantendrá una reunión con su par de Economía, Paulo Guedes, para avanzar en la agenda económica bilateral. A su vez Guzmán tiene en agenda reunirse […]

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Irse de Rusia para Shell costo 5.000 millones dólares

Esta acción se produjo en respuesta a la invasión del país en Ucrania. El valor reducido de acciones rusas, pérdida de créditos y “onerosos” términos de contratos reducirán entre 4.000 millones y 5.000 millones de dólares las ganancias de la firma internacional para los primeros tres meses del año. La estimación formaba parte de un adelanto publicado antes de la presentación completa de los resultados del primer trimestre el 5 de mayo. El mes pasado la petrolera anglo-holandesa expresó en marzo su “consternación” por la invasión de Ucrania y anunció planes de abandonar emprendimientos conjuntos con la firma estatal rusa […]

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Propietarios de establecimientos ganaderos reclaman deudas vencidas con operadoras

El dinero es adeudado el concepto de servidumbre por el uso de los campos desde hace casi dos años. En la Sociedad Rural de Río Gallegos mantuvieron una reunión miembros de la comisión directiva encabezados por el presidente Enrique Jamieson, con un grupo de productores que reclaman una deuda significativa contraída por las firmas petroleras ROCH, Selva María e Interoil por las áreas Chorrillos/n Aike/Campo Bremen/Moy Aike/Oceano. Los establecimientos que reclaman el pago de la deuda son: Cóndor, Punta Loyola, Killik Aike Sur, Chimen Aike, Tres de Enero, Don Bosco, Angelina Sur, Angelina  Norte, Cabo Buen Tiempo, Moy Aike Chico, […]

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Las refinerías estatales de China evitan nuevas transacciones de petróleo ruso, las teteras pasan desapercibidas

Las refinerías estatales de China están respetando los contratos petroleros rusos existentes pero evitando los nuevos a pesar de los profundos recortes, dijeron seis personas a Reuters, respondiendo al llamado de cautela de Beijing a medida que aumentan las sanciones occidentales contra Rusia por su invasión de Ucrania. Sinopec estatal (600028.SS)refinería más grande de Asia, CNOOC, PetroChina (601857.SS) Sinochem se ha mantenido al margen en el nuevo comercio de carga ruso para los envíos de mayo, dijeron las personas, quienes tenían conocimiento del asunto pero hablaron bajo condición de anonimato debido a la delicadeza del asunto. Dos fuentes dijeron que […]

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Finlandia y Estonia alquilarán terminal flotante de gas

Finlandia y Estonia planean alquilar una terminal flotante de gas natural licuado para garantizar el suministro en los dos países en un esfuerzo por romper su dependencia de Rusia Finlandia y Estonia anunciaron el jueves que están planeando conjuntamente alquilar una terminal flotante de gas natural licuado (GNL) para garantizar el suministro en los dos países en un esfuerzo por romper la dependencia energética de la vecina Rusia. El ministro finlandés de Asuntos Económicos, Mika Lintila, y su homólogo estonio, Taavi Aas, dijeron en un comunicado que una terminal móvil de GNL en alta mar ofrecería una solución rápida para […]

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Golpe a las renovables en México: Suprema Corte avaló la reforma de la Ley de la Industria Eléctrica

La Suprema Corte de Justicia de la Nación validó la reforma a Ley de la Industria Eléctrica (LIE) de México, la cual fue impulsada por el Ejecutivo Federal y aprobada por el Poder Legislativo en marzo del año pasado, aunque posteriormente fue suspendida provisionalmente al poco tiempo debido a la cantidad de amparos en contra y recursos de inconstitucionalidad. 

El Pleno de la Corte se dividió con ministros jueces a favor del proyecto y siete se pronunciaron por la inconstitucionalidad, pero como eran necesarios ocho votos para ese efecto, se avaló la ley, dado que se manifestó que no se viola la competencia debido a que las empresas privadas seguirán participando en la generación de energía. 

Justamente, Arturo Zaldívar, presidente de la Suprema Corte y uno de los más apuntados durante la jornada, fue uno de los ministros que dio su voto a favor de la validación bajo el argumento de que “la Constitución no habla del orden de despacho, costos marginales, contratos legados ni subastas” y que “los cambios no implican excluir a los generadores de energía limpia”.

Los otros ministros que legitimaron la reforma a la LIE fueron Loretta Ortiz, quien presentó el proyecto, Yasmín Esquivel y Alfredo Gutiérrez Ortiz Mena; mientras que Jorge Pardo, Norma Piña Hernández, Luis María Aguilar, Margarita Ríos Farjat, Alberto Pérez Dayán, Javier Laynez Potisek y Juan Luis González Alcántara se mostraron en contra de la iniciativa. 

Como consecuencia, la decisión de la SCJN favorecerá a la Comisión Federal de Electricidad (CFE) ya que la modificación a la LIE prevé darle prioridad de despacho eléctrico a las centrales hidroeléctricas y termoeléctricas, nucleares, geotérmicas y de ciclo combinado de CFE por sobre las centrales de plantas eólicas y solares de privados, lo que complicará el panorama a futuro de estas tecnologías. 

Asimismo, también seguirán vigentes los artículos transitorios 4to y 5to, relacionados a la revocación de permisos de autoabastecimiento y la revisión de Contratos de Compromiso de Capacidad de Generación de Energía Eléctrica y Compraventa de Energía Eléctrica porque no se alcanzó la mayoría para darle carácter de inconstitucional. 

Aunque es preciso destacar que como tampoco hubo mayoría calificada a favor de validación de la  reforma a Ley de la Industria Eléctrica, los juicios de amparo en curso, y aquellos futuros, seguirán su curso normal, como también podría darse la defensa en las cortes internacionales.

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Chile analiza nuevas oportunidades de vinculación eléctrica con países de la región

Profundizar en las oportunidades de vinculación energética para Chile con distintos países de América Latina y el Caribe fue el principal objetivo del encuentro entre representantes de la Comisión de Integración Energética Regional (CIER) y la Asociación de Transmisoras de Chile, con el subsecretario de Energía, Julio Maturana.

CIER es un organismo internacional, sin fines de lucro y creado en 1964, que en la actualidad reúne a más de 250 organismos públicos y privados de 16 países de la región, entre ministerios, empresas, universidades y otros actores relacionados al mundo energético.

A lo largo de las décadas, el organismo ha propiciado el intercambio de experiencias y la generación de estudios y grupos de trabajo, con el objetivo de profundizar en la complementariedad energética regional, según explicó el director ejecutivo de CIER, Tulio Machado.

La visita de sus representantes a Chile forma parte de una sesión de trabajo coordinada por Transmisoras de Chile, para analizar las oportunidades de desarrollo de alianzas y una participación más activa de nuestro país en el foro internacional.

Javier Tapia, director ejecutivo de Transmisoras de Chile, afirmó que “la integración energética regional es uno de los grandes desafíos del sistema energético en el futuro. La forma en que cada país avanza en la electrificación de sus economías, qué caminos se toman y cuáles son los principales aprendizajes nos parece información sumamente valiosa para compartir y poder trabajar en potenciales alianzas”.

Reunión con subsecretario de energía

Como parte de la agenda de trabajo preparada junto a Transmisoras de Chile, representantes de CIER se reunieron con el subsecretario de Energía, Julio Maturana, con el objetivo de presentar los alcances de la comisión a nivel latinoamericano.

En ese contexto, el subsecretario enfatizó en la importancia de la coordinación regional y la cooperación entre los países de América Latina y el Caribe.

“Es muy importante que nos coordinemos en temas energéticos que para toda la región son de mucha relevancia, como el asunto de la sequía, del cambio climático, entre otros. Creemos importante que Chile, como miembro fundador, pueda hacerse parte de estos esfuerzos regionales; por eso estamos analizando la reincorporación a la CIER, porque creemos que es bueno hacer esfuerzos para volver a coordinarnos regionalmente”, valoró Maturana.

En la reunión, el director ejecutivo de CIER, Julio Machado, recalcó la importancia del rol de los Estados como promotores de este tipo de iniciativas.

En este contexto, enfatizó también que la riqueza del organismo internacional radica en la generación de un espacio de interacción e intercambio no sólo de aspectos técnicos asociados al sector energético regional, sino también de temáticas coyunturales tan relevantes como el manejo y la responsabilidad socio-ambiental, o el trabajo que se lleva adelante en distintos países respecto de igualdad de género dentro de la industria latinoamericana.

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LUMA acelera la conexión de energías renovables en Puerto Rico

LUMA Energy inició actividades en junio de 2021 como operador del sistema de transmisión y distribución de Puerto Rico. A diez meses de aquel hito, Mario Hurtado, director de Asuntos Regulatorios de la empresa, compartió su balance del proceso de transición con la Autoridad de Energía Eléctrica -AEE, también conocida como PREPA, por sus siglas en inglés-.

“Estamos tomando una parte bastante importante en la segregación del sistema. Esto es algo que ha ocurrido en muchos otros sistemas y se está llevando a cabo en Puerto Rico ahora”, señaló Mario Hurtado, durante su participación en el evento de Latam Future Energy en Santo Domingo el pasado 30 y 31 de marzo.

Entre las tareas que están en proceso de concreción, la empresa se está enfocando en subir el nivel de funcionamiento de todo el sistema de transmisión y distribución. Aquello resulta crucial para evitar contingencias como los cortes de suministro que están enfrentando en estos días los puertorriqueños.

“Vamos a estar invirtiendo aproximadamente mil millones de dólares al año en nuevas construcciones solo en el sector eléctrico. Solo esa inversión en Puerto Rico va a dar un crecimiento económico bastante fuerte que va a ayudar a que crezca la economía y que soporte más inversión de todos los renovables”, adelantó Hurtado.

En lo que respecta a generación, si bien no participan directamente, el referente de LUMA indicó que su intención es colaborar -como operador independiente- a bajar los costos hacia los clientes, operando de una manera más eficiente y siguiendo la ruta marcada por el gobierno en el Plan Integrado de Recursos.

Mario Hurtado, director de Asuntos Regulatorios de LUMA

En concreto respecto a su vinculación con el sector de energías renovables, Mario Hurtado señaló los avances que ha podido trabajar LUMA ante la demanda creciente de usuarios que requieren ser incluidos en el régimen de medición neta.

“Cuando entramos, nos encontramos con una lista de espera con algunos clientes que llevaban más de dos años esperando que se les conectará y se les diera medición neta”, introdujo.

Y completó: “en este momento, estamos promediando 2100 clientes al mes conectados en medición neta; lo que nos llevó a conectar más de 18000 clientes, que representan 99MW de potencia renovable instalada que hemos añadido para Puerto Rico. Y también tenemos otros 100 MW que están en curso a nivel comercial e industrial”.

En el marco del panel “Focus Puerto Rico: Proyectos Utility Scale & Almacenamiento”, el director de asuntos regulatorios de LUMA se refirió también a los grandes proyectos de generación y baterías como elementos clave para el abastecimiento energético limpio.

“Estamos apoyando los procesos de Solicitudes de Propuestas (RFP, por sus siglas en inglés) de proyectos de energías renovables y almacenamiento. El plan es completar los estudios finales de interconexión para el “tranche 1” al finalizar mayo y eso va a tener los costos específicos y los términos sobre los cuales se puedan interconectar los proyectos al sistema”, aseguró.

Aquellos comentarios fueron realizados durante el evento de Latam Future Energy; en el cual, participó no sólo LUMA Energy, sino también empresas como AES Puerto Rico, Power Electronics, la Asociación de Energía Solar y Almacenamiento de Puerto Rico (SESA) y el Departamento de Desarrollo Económico y Comercio de Puerto Rico.

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Qué temas deberá atender Rodrigo Chaves para dar continuidad al sector renovable costarricense

Rodrigo Chaves es el flamante presidente electo de la República de Costa Rica, tras imponerse en la segunda vuelta que se llevó a cabo esta semana. 

El Plan de Gobierno (PG), que dio a conocer durante su campaña y lo habría llevado a ganar la mayoría del voto popular, mencionaba a las energías renovables como parte de sus propuestas para el despliegue de “tecnología de punta”. 

“Como somos líderes mundiales en la generación de energía limpia, también buscaremos un acercamiento con empresas de alta tecnología para convertir a Costa Rica en la sede del primer Green Data Center del mundo, con energías 100% renovables”, reza el documento presentado por el Partido Progreso Social ante el Tribunal Supremo de Elecciones. 

No obstante, no menciona una política directamente vinculada al crecimiento del parque de generación renovable. Para tener mayores precisiones sobre el alcance de la política y regulación energética que podría implementar el nuevo gobierno para tal fin, Energía Estratégica consultó al especialista William Villalobos, CEO de Core Regulatorio una firma costarricense especializada en Regulación de Servicios Públicos. 

¿Qué prioridad en materia energética debiera atender el nuevo gobierno?

Rodrigo Chaves apuesta “por un mercado eficiente, competitivo, sin esas distorsiones absurdas que encarecen los bienes y servicios”, así como a una “reducción efectiva de los costos de producción y del costo de vida”, todo esto expresado en el Plan de Gobierno (PG) del presidente electo. 

En concreto, vinculado al sector eléctrico, el PG también plantea la reducción de tarifas como parte de las medidas inmediatas para disminuir el costo de vida de los costarricenses. 

Y Costa Rica está urgido de una regulación efectiva, adaptable, moderna y sobre todo con menos pesos regulatorios que terminan siendo trasladados al usuario final que es el que finalmente paga la regulación.

¿Qué atribuciones existen? 

De entrada, lo primero que hay que precisar es que la reducción de las tarifas eléctricas no pasa por una decisión del Poder Ejecutivo. 

Nuestro bloque de legalidad es claro en prever que esto es una potestad propia de la ARESEP -en su condición de Regulador- bajo los principios de independencia propios de toda autoridad administrativa independiente. 

¿Qué facultades tiene el presidente? 

Corresponderá al presidente y su Consejo de Gobierno nombrar al nuevo Regulador General (el actual vence el próximo 07 de mayo). 

Esto supone una discusión mayor sobre las cualidades, visión y perfil de Regulador General requiere el país, entendiendo los cambios que están experimentando diversos sectores regulados -con especial acentuación el sector eléctrico-; en donde, claramente se requiere de señales regulatorias que den seguridad jurídica a los actores, y sobre todo que contribuyan a la atracción de inversión directa y por consiguiente contribuyan directamente a la reactivación económica del país. 

William Villalobos, CEO de Core Regulatorio

¿Cuál considera que es el camino a seguir? 

La modernización que requiere el sector energético nacional pasa no solamente por tener claridad del tipo de Regulador que se necesita, sino también por dar continuidad a una serie de iniciativas de ley que están quedando en la agenda legislativa. 

El Gobierno entrante -aprovechando los primeros 3 meses de sesiones ordinarias- podría convocar varios de estos proyectos de ley que, en efecto, son parte de la discusión país en el sector energético. 

¿Por ejemplo?

Puedo citar:

(i) Expediente 22392 “Ley para la Promoción de una Economía de Hidrógeno Verde”,

(ii) Expediente 22561 “Ley para la Autorización de las Empresas Privadas de Generación de Electricidad para la venta de excedentes de energía en el Mercado Eléctrico Regional”,

(iii) Expediente 22701 “Reforma a los artículos 2 y 17 de la Ley Marco de Concesión para el aprovechamiento de las fuerzas hidráulicas para energía eléctrica y adición de un artículo 9bis a la Ley de Participación de las Cooperativa de Electrificación Rural y Empresas Municipales en el Desarrollo Nacional”,

(iv) Expediente 21343 “Ley para la Contribución a la Transición Energética”,

(v) Expediente 21604 “Ley del Centro Nacional de Control de Energía” 

¿Qué desafíos se suman para el fomento a nuevas inversiones renovables?

Sobre el particular, resulta medular definir las distintas condiciones para la atracción de inversiones y el fomento a nuevos modelos de negocios que el cambio en la descentralización de los mercados eléctricos está impulsando.

¿Qué marcaría el éxito en la política energética renovable? 

El usuario debe ser quien resulte el principal ganador de este proceso; no sólo porque va teniendo un mayor empoderamiento en su rol, sino porque comienza a ver un mejoramiento del coste de la electricidad, aspecto que no es menor en países como el nuestro.

De ahí que, tanto el Poder Ejecutivo como la nueva Asamblea Legislativa deberán considerar las condiciones de fiscalidad del país, de forma que, cualquier incentivo o política pública que se dicte logre un balance propio en lo económico y en lo social en beneficio de todos los sectores del país.

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Latinoamérica participará con hasta el 8% en el crecimiento de la potencia eólica mundial

El Consejo Mundial de la Energía Eólica (GWEC por sus siglas en inglés) lanzó un nuevo reporte con los avances del 2021 y las perspectivas del mercado para el período 2022-2026, donde reconoció un mayor positivismo  de cara al futuro. 

A nivel global espera que se agreguen 557 GW de nueva capacidad bajo las políticas actuales que se rigen en el mundo, lo que significarían más de 110 GW instalados por año hasta el 2026, de la cual un promedio de 93,3 GW sería de eólica onshore, logrando un probable de 446 GW en este lustro. 

Mientras que para el segmento offshore prevé un total de 90 GW, gracias a que GWEC considera que el mercado recuperará el impulso a partir del 2023 y a partir de ello se espera un promedio anual de instalaciones marinas de 18,1 GW.

¿Qué rol ocupará Latinoamérica? Para el Consejo Mundial de la Energía Eólica, la región comenzará con un mayor crecimiento que el 2021, año en que la capacidad onshore creció 27%, a tal punto que aportará 8 puntos porcentuales del aumento de potencia a nivel mundial (cerca de 8 GW). 

“Este fuerte impulso de crecimiento está impulsado principalmente por Brasil, donde el desarrollo de proyectos bajo el mercado privado de PPA continúa trayendo nueva «sangre» a un mercado que hasta ahora había sido impulsado por subastas públicas reguladas”, aclaran desde la entidad.

Sin embargo, el documento detalla la posibilidad de que esta tendencia decaiga a 4-5 GW en el lapso 2023-2026, por lo que el porcentaje de participación sobre el total de la capacidad eólica global pasaría a un promedio de 4%.

Y de este modo ocuparía el tercer lugar como la región con menor evolución, tan sólo por detrás de la zona del Pacífico de Asia (1%) y África y Medio Oriente (entre 2% y 3%)

¿Por qué? Según explican, se daría “luego de la desaceleración de las instalaciones en mercados clave como México y Argentina como resultado de un entorno político poco favorable y la inestabilidad económica”. 

“Aunque se proyecta que Colombia sea el mercado eólico terrestre más grande en esta región después de Brasil, Chile y México en capacidad agregada total en los próximos cinco años”, concluyen sobre América Latina

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Conoce porqué los inversores Solis brindan confiabilidad a una instalación fotovoltaica

Solis ha estado trabajando en el campo de los inversores de cadena durante 17 años y está comprometido a brindar a los clientes productos y servicios de la más alta calidad.

Como componente central de cualquier sistema fotovoltaico solar, el inversor es uno de los principales factores que contribuyen a los ingresos del sistema. Centrándose en la calidad y la confiabilidad, Solis se compromete a proporcionar productos y soluciones de alta calidad para todos los escenarios de aplicación.

Los componentes de calidad determinan directamente la vida útil del inversor.

La fiabilidad y la vida útil de un inversor están estrechamente relacionadas con la calidad de sus componentes. El uso de componentes de alta calidad afecta directamente el rendimiento del inversor.

Solis mantiene sólidas relaciones con proveedores de componentes de renombre mundial para garantizar el suministro estable de componentes de alta calidad y la confiabilidad constante del producto.

 El diseño y las pruebas son la clave de la fiabilidad

Se invierte en equipos de prueba de esfuerzo que simulan temperaturas extremas, humedad, viento, arena, lluvia y niebla salina que encuentra un inversor en ambientes al aire libre. La prueba de esta manera garantiza que la confiabilidad del inversor pueda evaluarse y mejorarse para la optimización continua del producto.

Adaptable a temperaturas extremas

La variación de temperatura afectará el funcionamiento eficiente de un inversor y puede deberse a diferencias regionales, del día a la noche, cambios estacionales, etc. Los componentes internos del propio inversor también provocarán una variación de temperatura que puede afectar la seguridad a largo plazo y funcionamiento eficiente del inversor.

El diseño del producto Solis considera el impacto de los cambios de temperatura y adopta varias medidas, como la concentración de placa única, la protección del revestimiento y el enfriamiento del ventilador interno para proteger el inversor. Los ingenieros de diseño de Solis verifican el rendimiento de toda la máquina mediante pruebas de ciclos térmicos, calor húmedo, humedad, congelamiento y lluvia para identificar cualquier defecto en los componentes electrónicos internos del inversor.

Excelente adaptabilidad al aire libre

Otros factores provocados por la exposición a campos externos, como los rayos UV, la niebla salina, la humedad, la arena, etc., pueden afectar la eficiencia y la vida útil del inversor. La fuerte adaptabilidad ambiental es crucial para el funcionamiento confiable del inversor. Los inversores de la serie Solis-(100-125) K-5G tienen protección IP66 y anticorrosión C5, y tienen una excelente adaptabilidad a la intemperie.

Todos los productos nuevos de Solis se encienden y funcionan durante más de 180 días en nuestra área de prueba exclusiva. El estado del inversor es monitoreado diariamente a través de SolisCloud, para observar los principales parámetros de su generación de energía y temperatura interna.

Control de calidad integral del producto.

I+D – producción – pruebas – ventas – servicio. Esta es una cadena completa de suministro de productos integrada verticalmente; otra ventaja única de Solis. El control integral de la calidad del producto a través del flujo y el intercambio de información en cada etapa garantiza de manera efectiva la confiabilidad del inversor.

Solis tiene un equipo de diseño de clase mundial y una nueva planta de fabricación con capacidad de 40 GW con líneas de productos digitalizados y automatizados. Tiene la capacidad de probar la confiabilidad de todos sus productos en todos los escenarios ambientales.

Para obtener más información sobre los inversores fotovoltaicos líderes en el mercado mundial de Solis, visite el sitio web www.solisinverters.com

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Genneia se prepara para el futuro del negocio con SAP S/4HANA en la nube

Genneia, la empresa líder en generación de energía renovable de Argentina, proveedora importante de soluciones energéticas limpias al mercado corporativo y principal emisor de bonos verdes a nivel local e internacional del país, eligió SAP S/4HANA Private Cloud Edition para acompañar el crecimiento del negocio y potenciar su evolución.

Cliente de SAP desde 2008, la compañía decidió actualizar sus sistemas de gestión para, entre otras mejoras, soportar las nuevas necesidades del negocio y brindarle a Genneia tecnología adecuada en relación con la seguridad de la información.

“Más allá de la ejecución del proyecto, este es un camino que iniciamos a principios del 2020. SAP nos acompañó realizando un diagnóstico sobre nuestra instalación. Dicho análisis contempló una revisión técnica, así como también, en conjunto con los usuarios clave de cada área, determinamos las necesidades de funcionalidades que debíamos cubrir. Lo más adecuado era avanzar en un proyecto de reimplementación completa de la solución”, compartió Martín Broder Forer, Director de Proyecto de Genneia.

“Somos una empresa líder en nuestra actividad, con un crecimiento muy interesante en un mercado cada vez más atractivo. Necesitábamos acompañar este contexto con herramientas que nos permitieran incorporar las mejores prácticas de mercado para nuestros procesos», agregó.

“Nos propusimos un objetivo ambicioso: lograr la reimplementación completa de nuestro ERP y contar con la versión más actualizada de SAP en la nube. Convertimos a Genneia en un early adopter de la tecnología de SAP S/4HANA en la nube y se convirtió así en una de las primeras organizaciones del país en finalizar su migración para una implementación de gran envergadura. El objetivo se logró aún ante la dificultad adicional de desarrollarlo prácticamente en su totalidad de manera virtual, ya que se hizo durante tiempos de pandemia”, destacó Broder Forer.

La implementación, que inició en noviembre de 2020, corrió por cuenta de Seidor, socio de SAP y tuvo aproximadamente 60 personas asignadas al proyecto entre Genneia, consultores del partner y SAP.

“Evaluamos distintas alternativas de soluciones antes de iniciar el proyecto y volvimos a elegir a SAP: necesitábamos agilizar nuestra operación y esto implicaba transformar el modo en el que estábamos haciendo las cosas. Lo hicimos de la mano de Seidor Argentina, como partner implementador, y acompañados también por SAP”, aportó Sabrina Raimondi, Líder de Proyecto de Genneia. “Elegimos migrar 100% hacia la nube para garantizar la seguridad de la información. Fue una decisión muy meditada internamente, que hoy revindicamos”, señaló Raimondi.

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AES repotencia una mega hidroeléctrica y concreta tres proyectos solares en Colombia

Ayer, AES Colombia inauguró Bocatomas, proyecto que permite la extensión de vida útil para la central Chivor, de 1.000 MW, que funciona desde los años 70 y actualmente es la tercera hidroeléctrica con mayor capacidad instalada del país, cubriendo cerca de 6% de la demanda energética colombiana.

Este plan de modernización de Chivor requirió de una inversión superior a los 120 millones de dólares y consistió en que, a partir de Bocatomas se logra manejar la sedimentación del embalse La Esmeralda, la cual surte a la central Chivor.

Según explican desde AES Colombia, estas sedimentaciones aumentan anualmente, y el hecho de que los niveles llegaran a los de las bocatomas originales representaba un peligro para el funcionamiento de la hidroeléctrica y la producción de energía.

La solución que encontró la empresa fue la construcción de una nueva bocatoma, muy por encima de las anteriores, que se conectara con los túneles que llevan el agua desde el embalse hasta la casa de máquinas de la central.

Además, el proyecto dejó la posibilidad de construir 2 bocatomas adicionales en niveles superiores para que, a medida que el proceso de sedimentación natural siga avanzando, se pueda continuar captando el agua y generando energía.

Parques solares

Por otra parte, desde la compañía multinacional estadounidense han adelantado que al terminar este año habrán construido en Colombia tres parques solares, por 108 MWp.

El último de ellos será el Ecoparque Solar Brisas, el cual entrará en operación a finales de 2022. Funcionará en 20 hectáreas del municipio de Aipe, en el Huila, para autoabastecer parte de la demanda de energía de las operaciones de los campos de producción de Ecopetrol en la región.

Cabe aclarar que, si bien el proyecto está siendo construido por AES, el proyecto pertenece al Grupo Ecopetrol.

Ecoparque Solar Brisas tendrá una potencia instalada de 26 MW, equivalente a suministrar energía a un municipio de 35.000 habitantes. Para generar esa potencia contará con más de 48.000 paneles solares de última generación para garantizar la mayor eficiencia; esto implica el uso de tecnología bifacial y un mecanismo de seguimiento del sol.

El otro de los proyectos es San Fernando Solar, que cuenta con 114 mil paneles solares de última tecnología, que dan una capacidad instalada de 61 MWp, equivalente al consumo de energía de 93 mil hogares.

La central, ya operativa, es una instalación de autogeneración solar construida por AES Colombia. Es la más grande del país y abarca 57 hectáreas del municipio Castilla La Nueva, departamento del Meta.

Fue creada para dar energía a la operación de Cenit, filial del grupo Ecopetrol, en los Llanos Orientales. Está ubicado en el municipio de Castilla la Nueva, departamento del Meta

San Fernando Solar, con su generación renovable, evitará la emisión de 508 mil toneladas de CO2 durante los próximos 15 años.

Finalmente, el tercero de los parques, también en operaciones, es Castilla Solar. Éste fue el primero que construyó AES para Ecopetrol, como parte de los grandes proyectos de energía solar en Colombia.

Su extensión es de 18 hectáreas y se encuentra en el Meta, donde fue creado para abastecer de energía al campo petrolero Castilla, el segundo más grande de Colombia, perteneciente a Ecopetrol. Genera un ahorro superior al 30% en los costos de red del mencionado campo petrolero.

El parque Castilla Solar está ubicado en el Meta y tiene una potencia instalada de 21 megavatios (MWp). Esto equivale a suministrar energía a una ciudad de 27.000 habitantes.

En cuanto a su impacto en favor de la sostenibilidad, este parque evitará la emisión de 154.000 toneladas de dióxido de carbono. Si se compara su efecto benéfico con la siembra de árboles, equivale a 16.200 ejemplares.

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Marian Milicic: “La Argentina es un país difícil pero también da oportunidades”

Milicic es una empresa argentina especializada en construcciones civiles, viales e industriales y que actualmente expandió su actividad hacia sectores estratégicos como minería, petróleo, gas y energías renovables. En diálogo con EconoJournal, que la entrevistó en la última Argentina Oil&Gas Expo, la mayor feria de energía del país, que se desarrolló en marzo en La Rural, Marian Milicic, gerente general de la compañía, detalló los proyectos en los que están participando y los objetivos de la firma.

La directiva se abre camino en un sector tradicionalmente representado por líderes masculinos. Es, probablemente, la única mujer que conduce una empresa constructora.  

En el sector de la construcción, energía y Oil & Gas la presencia de las mujeres tiene una potencia menor respecto a otras áreas, ¿cómo la interpela esto?

En lo personal, me interpela como un desafío. Creo que estamos en un camino de lograr que exista mayor equidad. Los lugares tienen que estar abiertos para quien tenga la capacidad de llevarlos adelante, que posean el interés, la vocación. Pienso que tienen que darse un montón de supuestos para lograr esa igualdad de oportunidades para las mujeres.  A veces se habla de techo de cristal o escaleras rotas. Hay un montón de frases que llevan a pensar en esas situaciones que, en el ámbito de las empresas, son ciertas. Esto a mí me compromete a reflexionar sobre qué puedo hacer dentro de mí organización y en el espacio en el que participo para que se tome conciencia. 


¿Logra ver en las organizaciones una demanda de las generaciones más jóvenes sobre este tema?

Sí, totalmente. Yo lo veo. Incluso cuando hablamos de inclusión no se trata sólo de mujeres, sino también de otras minorías, o grupos que quizás tienen capacidades diferentes. Es una demanda de los jóvenes trabajar en empresas que tengan este compromiso con la inclusión porque vivimos en un mundo diverso. 

Todo el cambio que conlleva la transformación global en materia de tecnologías, digitalización e inclusión de las minorías en la industria, sumado a la situación bélica entre Rusia y Ucrania ¿qué impacto presenta en su liderazgo?, ¿cómo maneja todos estos factores?

El tiempo actual es muy desafiante porque incluso lo que uno en algún momento pudo estudiar sobre lo que es la organización empresarial fue cambiando, las empresas hoy son distintas. Los jóvenes, el mundo, los clientes demandan otras cosas, otros compromisos. Entonces desde ese lado, desde el propio negocio y los colaboradores existe una demanda para que la empresa se perfile hacia un lugar que tiene que ver con hacer negocios en un entorno sustentable, sostenible. El compromiso se relaciona con esto y yo, en lo personal, lo comparto porque es lo que le da el sentido al por qué uno hace cosas todos los días, es decir, ¿por qué uno busca hacer más y desarrollar? porque cree que a partir de eso puede generar un impacto positivo en el entorno.

¿Y cómo hace para enlazar todos esos objetivos y a su vez mantenerse en un país que presenta un escenario complejo?

Milicic va a cumplir 50 años en 2023. Siempre ha crecido de la mano del sector privado. La minería, Oil & Gas y energía han sido los grandes mercados en los cuales nosotros nos hemos desarrollado, que también son los que nos han permitido un nivel de performance, de estandarización. Actualmente estamos trabajando en Argentina, Uruguay, y dando unos primeros pasos en Perú. Argentina es un país difícil, pero que también da oportunidades. Cuando se hacen las cosas bien, se invierte, y se tiene clientes eso impacta de manera positiva en la empresa, le da soporte. La verdad es que en esta cantidad de años que tiene la empresa ha crecido siempre, no hemos tenido problemas que no hayamos podido resolver, yo le pongo fichas al país por esas oportunidades que brinda.

¿En Perú se volcaron por la minería?

Estamos yendo por la minería, pero al mismo tiempo buscamos otros negocios. En Paraguay nos encontramos tras un plan grande de la mano de algunos proyectos puntuales. 

¿Eso dentro de lo que es el porfolio de la construcción o de energía?

Más industria. 

Si proyecta a 10 años desde lo que es la participación en los distintos rubros, ¿en Milicic poseen una hoja de ruta en base a proyectos futuros?

Estamos tratando de desarrollar negocios en relación a nuestros clientes vinculados a los servicios, con lo que nosotros sabemos hacer y también relacionado a lo medioambiental. Me imagino una empresa que puede ir acompañando el desarrollo de los clientes en estos segmentos, una compañía diversificada en estos mercados. Además, creo que el mercado de Latinoamérica puede ir creciendo y eso daría oportunidades de desarrollo. Diez años es un horizonte de mucho tiempo, pero es un parámetro que sirve de guía para tomar algunas decisiones. 

Respecto al Oil & Gas y el nivel de eficiencia y productividad de los pozos, ¿cómo se imagina la vinculación con ese sector? ¿piensa en crecer en algún segmento o servicio?

Hace 20 años que estamos trabajando para este mercado. En los últimos ocho hemos crecido en el nivel de servicios en general vinculados a la construcción, pero también orientándonos hacia ellos desde nuestro lugar, que me parece que es desde donde podemos hacer algún diferencial. Milicic maneja 13 gremios distintos y sus respectivos convenios. Tenemos hoy 2200 empleados. Todo lo hemos aprendido atendiendo mercados diferentes y creo que esto es un capital que puede agregar algún valor.

En cuanto al potencial minero o de Oil & Gas, ¿cree que se puede dar un desarrollo?

Nosotros seguimos apostado a que puede haber un desarrollo a partir de la Cuenca Neuquina. Estamos trabajando con proveedores locales. Nuestra gente que trabaja en Neuquén es de allí, y es por eso que apuntamos a generar un plan de desarrollo para ellos.

Cuando se refiere a la expansión de la empresa ¿a qué servicios apuntan?

Fundamentalmente servicios vinculados a construcción. Nosotros hemos tenido contrato con YPF para construcción de locaciones. Debemos ser la empresa con mayor nivel de equipamiento de construcción. Contamos con más de 1300 equipos propios, equipos chicos hasta camiones de 100 toneladas. Nuestro fuerte es movimiento de suelo, obra civil, ductos en distintas vertientes: oleoducto, gasoducto, que hemos construido para distintos clientes. 

¿Cree que Milicic puede participar en la licitación de los caños para Gasoducto Néstor Kirchner?

No, eso es para otro tamaño de compañía. Son pocas las empresas que tienen el nivel para ese producto. Nosotros recién terminamos un contrato con Pan American Energy. Ahora estamos con tres compromisos para YPF de cambios de cañerías.

¿Esa es una unidad que abrieron hace años?

Sí, hace 20 años. Desde 2002 comenzamos a trabajar con TGS y TGN con contratos de recobertura, y para YPF trabajamos hace ocho años. Siempre teniendo en cuenta qué necesitan nuestros clientes y saber cómo atenderlos en base a eso.

En Neuquén hay cuellos de botella en ciertas áreas, infraestructura de transporte es una y servicios otra. A esto se le suma que el país presenta dificultad para que empresas internacionales se radiquen en Argentina. Al ser Milicic un jugador local ¿tiene situaciones en donde operadores le presentan contratos para que sean desarrollados por la empresa?

Creo que esto puede ser una limitante en el desarrollo de algunos proyectos. Nosotros estamos evaluando qué pasa en la minería de litio, calífera y en el oil & gas también porque hay pocas empresas en Argentina que sean hacedoras de infraestructura, constructores que estén dentro del estándar de los clientes de esos proyectos y que a su vez tengan la decisión de invertir acá, con lo cual eso es un problema.

¿En qué basan la decisión de inversión?

Los fundamentos de las decisiones de inversión están en la perspectiva que tienen los mercados en los cuales nosotros trabajamos, es decir, nos abocamos a ver las expectativas que hay en oil & gas, minería en general, de litio. Estamos trabajando en minería cementera y viendo la perspectiva que hay en esos mercados es lo que nos garantiza un flujo que da soporte a una decisión de inversión. Tenemos que estar preparados para el momento en que los clientes requieran que tengamos la capacidad para hacerlo porque después se torna difícil y ya es tarde. Para nosotros el estar en Neuquén para poder atender el mercado de oil & gas fue una decisión estratégica porque entendemos que hay que estar en el lugar, ya que se debe manejar a los gremios, a las empresas, a los proveedores locales, desarrollarlos. Hay que invertir y estar en el momento, eso es lo que te da la oportunidad de poder hacer negocios. 

¿Esta agenda la monitorea como CEO de la compañía?

Yo tengo a mi cargo la gerencia general de la constructora y, si bien hay un equipo ya que somos 23 gerentes que cubrimos los distintos aspectos, tratamos de trabajar juntos y estar involucrados siempre. 

¿Qué medida cree que debería tomar el Gobierno para impulsar a los grupos a la decisión de invertir?

Milicic siempre ha crecido apalancándose en una política de reinversión. Siempre hemos tenido un financiamiento, del mercado de capitales incluso, como también de los proveedores. A veces Argentina asusta en el exterior, hay duda sobre venir al país, entonces eso dificulta el poder seguir invirtiendo en equipamiento. Lo que quizás cuesta es el acceso al crédito que potencia la posibilidad de inversión. Si bien nosotros hoy tenemos una calificación que es muy buena, desde afuera observan esta situación con mucha cautela.

¿Cree que en algún momento como país se va a lograr algún consenso para dar un salto de calidad en materia de infraestructura?

Totalmente. La infraestructura es inversión y genera inclusión y desarrollo. Yo no puedo pensar que no se vea de esa manera. La inversión en infraestructura es privada. Nosotros hemos trabajado mucho en la construcción de parques eólicos, hicimos el 25% de todas las bases de los generadores de parques que se construyeron acá en Argentina. Hemos trabajado en 12 proyectos. Hicimos las bases y caminos. Ahora estamos detrás de algunos proyectos. PCR, Central Puerto, YPF Luz han sido todos clientes nuestros en los últimos tres o cuatro años y eso genera riqueza, valor por donde se lo mire, desde la sustentabilidad del uso de la energía hasta el trabajo. La infraestructura de la mano de la inversión privada es lo que permite el desarrollo de proveedores y de empresas.

Al observar la cadena de valor del sector de la energía, del oil & gas, ¿cuánto cree que pueden crecer esos sectores si se da un plan de desarrollo grande que traccione no sólo aguas arriba en la cadena, sino también aguas abajo, proveedores, contratistas, constructoras?

Yo creo que hay mucho potencial de crecimiento acá en Argentina. Tenemos muchas condiciones para poder generar energías alternativas, sustentables gracias a que poseemos condiciones ambientales que nos favorecen como son los vientos y el agua para poder generar esta matriz y hacia abajo con todo el desarrollo que eso implica de empresas, proveedores locales, del interior del país y de lugares donde es difícil acceder una mejor condición de vida. 

Respecto al litio, ¿lo ve como una oportunidad? ¿hay una cartera de proyectos?

Hay como una burbuja que todos estamos viendo y que parece que explota en cualquier momento. Nosotros estamos trabajando en Catamarca.  Hay dos proyectos que están en producción y hay uno que está en construcción, que se está retomando. Además, hay proyectos muy grandes donde hay una inversión china prevista que a nosotros nos genera incertidumbre de concreción porque ya el año pasado parecía que se efectuaba, pero no ocurrió. Los analistas dicen que el litio de Argentina va a ser demandado, de hecho, hay mucho movimiento, esperemos que se vaya concretando. 

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Bolivia abastecerá a la Argentina no menos de 14 MMm3/día de gas natural. Precio Promedio Ponderado de US$ 12 dólares

Por Santiago Magrone

El gobierno del Estado Plurinacional de Bolivia aseguró a su par de la Argentina el suministro de gas natural en un volumen diario de 14 millones de metros cúbicos, similar al entregado en 2021, al tiempo que sostuvo que en la medida en que consiga ir incrementado su producción de este insumo energético priorizará entregas adicionales al mercado argentino.

Los precios de este gas varían desde 7 hasta 18 dólares el millón de BTU, según los volúmenes entregados, en base a una fórmula de ajuste trimestral.

La confirmación de este volumen diario, que ingresará por el Gasoducto binacional Juana Azurduy, posibilitará el abasto de gas de manera prioritaria a la región Noroeste del país, habida cuenta que esta área no dispone aún de la infraestructura de ductos que la conecte con la Cuenca Neuquina (Vaca Muerta), y que ha mermado fuertemente la producción de gas propia del norte argentino.

Los presidentes de Argentina y de Bolivia suscribieron una declaración conjunta, en el marco de la visita oficial realizada por el mandatario Luis Arce y ministros de su gobierno, plasmando “su voluntad de avanzar en la consolidación de la agenda energética bilateral, la cual conlleva entre otros, garantizar el suministro de gas en volúmenes significativos para la presente gestión”. “Además, se desarrollarán mecanismos específicos entre YPFB e IEASA que permitan conciliar saldos en beneficio de ambos países”, señala el texto.

El tema tiene una especial relevancia para la Argentina dada la necesidad de contar con provisión de gas adicional a su propia producción en los meses del otoño e invierno, lo cual implica no sólo garantizarse el ingreso del gas natural contratado con Bolivia (revisado en varias adendas desde su entrada en vigencia en 2006) sino también de Gas Natural Licuado (GNL) cuyos cargamentos se licitan en el mercado internacional, hoy a precios que al menos cuadriplican a los pagados el año pasado.

La fuerte erogación que deberá afrontar el Estado argentino complicó las cuentas del ministerio de Economía. Mientras, se esperan avances en la licitación para la construcción del nuevo gasoducto troncal indispensable para evacuar los mayores volúmenes que se estan produciendo en Vaca Muerta, con el objetivo (posible ? ) de disponer de ése gas en el invierno 2023.

Mientras, Alberto Fernández y Luis Arce coincidieron “en la importancia de realizar acciones concurrentes para que el Contrato de Compra Venta de Gas Natural entre YPFB e IEASA, refleje un nuevo régimen de entrega garantizado de 14 millones de metros cúbicos por día y priorizando en función de la disponibilidad volúmenes adicionales en el período de invierno”.

El ministerio de Economía detalló al respecto que “el Convenio, que perfeccionarán YPFB y IEASA, establece que la empresa boliviana proveerá 14 millones de m3 diarios de gas firmes durante los meses de este invierno, dando prioridad a la Argentina por hasta 18 millones de m3 día en total para el periodo mayo a septiembre 2022”.

“Los precios del gas a aplicar a este acuerdo tendrán un esquema por el cual Argentina pagará el actual precio vigente en la adenda 2021, (actualmente entre 7 y 9 dólares el MMbtu) por un primer volumen de hasta 8 a 10 Millones de metros cúbicos día; mientras que por el resto del gas el precio será ajustado trimestralmente de acuerdo a la fórmula PCDA = Brent * 10,5% (aproximadamente US$ 18 el Millón de BTU), lo que arroja un precio promedio ponderado de US$ 12,18 MMbtu por el tramo firme del acuerdo”.

También se convino “el cese de derechos y obligaciones (del contrato bilateral) antes de la gestión 2025 (año fijado para el vencimiento original), a cuyo efecto encargaron a los Ministerios y entidades responsables concretizar los documentos correspondientes”.

Esto está relacionado con los menores requerimientos por parte de Argentina conforme se incremente la producción y transporte de gas propio.

El Alberto Fernández agradeció a su par Luis Arce por “el esfuerzo que ha hecho para que Argentina pueda seguir en su senda de desarrollo, donde contar con la energía es muy importante”.

Arce hizo referencia a la merma en la producción de los yacimientos bolivianos de gas, atribuídas a la falta de inversiones suficientes ocurridas durante el gobierno de facto que derrocó a Evo Morales en 2019, y al contrato firmado por ese mismo gobierno con Brasil “muy perjudicial para los intereses de Bolivia”, afirmó en una conferencia de prensa en Casa Rosada.

Desde hace años Brasil compra gas boliviano en volúmenes mayores a los que ha comprado Argentina,  incluso con prioridad de abastecimiento. Por ello, la posibilidad de suministrar más gas a la Argentina también dependerá de los requerimientos de Brasil.

Cabe referir que tanto Argentina como Brasil están siendo afectados en los dos últimos años por la menor disponibilidad de energía hidroeléctrica, (por caso Itaipú, Yacyretá) por la gravísima sequía que atraviesa la región (Cuenca Paraná-Iguazú). En las últimas semanas dicha situación presenta síntomas de leve mejora en los embalses por razones estacionales.

En tanto, Argentina y Bolivia también acordaron “avanzar en el análisis de las oportunidades de inversión para YPFB en Vaca Muerta y trabajar de manera conjunta en la identificación de alternativas de suministro de hidrocarburos líquidos en procura de la seguridad energética de ambos Estados”.

En sus declaraciones a la prensa, el presidente Fernández detalló que “el contrato que teníamos” en materia de provisión de gas “se mantiene en las mismas condiciones” y aseguró que “Bolivia asumió un compromiso adicional que es que si hay un incremento en la producción de gas Argentina va tener prioridad para poder acceder a ese incremental que puede venir como exportación a la Argentina”.

En cuanto a la referencia oficial a los precios de tales suministros, son mayores a los del año pasado (en torno a los 8 dólares el MBTU) por la suba de la cotización internacional, pero siempre mucho menores a los que rigen para el GNL. De hecho, los primeros embarques licitados para este año se cotizaron a precios de entre 35 y 45 dólares el MBTU.

“Con esto, la Argentina tiene garantizado el suministro de gas como lo hicimos el año pasado, pero también estamos acordando ir más allá de la firma de un convenio con gas. Queremos hacer acuerdos con el tema del litio, y por eso queremos también coordinar no solo con la Argentina sino también con otros países para llegar a acuerdos importantes en beneficio de todos”, dijo el presidente de Bolivia, Luis Arce.

Fernández y Arce encabezaron en el Salón Blanco de Casa Rosada el acto en el que se suscribieron la declaración conjunta y el Memorándum de Entendimiento de Cooperación en la Integración en Recursos Evaporíticos y Litio.

Por parte de la Argentina, participaron el jefe de Gabinete, Juan Manzur; y los ministros de Relaciones Exteriores, Santiago Cafiero; de Economía y Finanzas, Martín Guzmán; y de Ciencia, Tecnología e Innovación, Daniel Filmus; el secretario General de la Presidencia, Julio Vitobello, y los secretarios de Asuntos Estratégicos, Gustavo Beliz; y de Energía, Darío Martínez; la secretaria de Asuntos Económicos y Financieros Internacionales, Maia Colodenco, y el embajador de la Argentina en Bolivia, Ariel Basteiro.

El tanto, por Bolivia, se encontraban presentes el ministro de Hidrocarburos y Energía, Franklin Molina Ortiz; el viceministro de Relaciones Exteriores, Freddy Mamani Machaca; la jefa de Gabinete, Fabiola Consuelo Salazar Calle; el titular de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), Armin Dorgathen Tapia; el vicepresidente de Administración, Contratos y Fiscalización (YPFB), Sidney Enzo Michel Orellana y el embajador ante Argentina, Jorge Ramiro Tapia Sainz.

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General Villegas tendrá gas natural

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 los artefactos que se encontraban instalados en los distintos hogares de la ciudad, a fin de que puedan ser utilizados con el nuevo fluido.

Es importante destacar que hasta el momento la ciudad se abastecía con camiones de transporte de Gas Licuado de Petróleo (GLP), una logística que había limitado su desarrollo y que imposibilitaba la incorporación de nuevos usuarios al servicio.

“Estamos orgullosos de haber podido concretar esta obra tan importante para General Villegas. Fueron muchas las reuniones que hemos mantenido a lo largo de todo este tiempo pensando la mejor manera para que el gas natural finalmente llegue. Y hoy, aquel sueño que parecía tan lejano es una realidad concreta, que traerá más trabajo, desarrollo y un mayor crecimiento para las economías regionales.”, destacó Jaime Barba, presidente y director corporativo de Camuzzi.

A partir de la habilitación de esta obra, 4.500 familias de General Villegas podrán incorporarse al servicio, además de industrias y estaciones de GNC, lo que implicará un crecimiento sostenido de la ciudad a largo plazo.

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Las audiencias públicas de luz y gas serán un test clave para el gobierno, más allá del impacto que pueda tener la suba de tarifas en los subsidios

El gobierno tiene que convocar este mes a las audiencias públicas de gas y electricidad si quiere aplicar a partir de junio los nuevos cuadros tarifarios que acordó con el Fondo Monetario Internacional. Llevar el aumento de tarifas anual del 20% al 40% para la mayoría de la población no tendrá un impacto significativo en la reducción de los subsidios energéticos, ya disparados por las fuertes subas del GNL y los combustibles líquidos, pero terminará siendo un test clave para saber si el presidente Alberto Fernández finalmente comienza a desmarcarse del cristinismo en el diseño de la política energética.

La promesa oficial

En la apertura de las sesiones ordinarias del Congreso, realizada el 1 de marzo, Fernández aseguró, con respecto a la actualización de tarifas, que “nuestra política se inspirará en la Ley 27.443 votada en este Congreso de Nación en el año 2018 y vetada por el entonces presidente Mauricio Macri. Esa normativa establecía que las tarifas solo podrían incrementarse teniendo como tope el Coeficiente de Variación Salarial. Lo que nosotros haremos será utilizar ese mismo indicador, pero estableciendo que la evolución de las tarifas estará claramente por debajo de la evolución de los salarios”.

A los dos días de ese anuncio la vocera presidencial Gabriela Cerrutti informó que los beneficiarios de la tarifa social tendrán un aumento equivalente al 40% del Coeficiente de Variación Salarial (CVS) del año anterior, mientras que para el resto la suba será equivalente al 80% del CVS. Eso significa que para los que tienen tarifa social la suba tendrá un techo del 21,36%, pero para el resto trepará al 42,72%, salvo el 10% de mayor poder adquisitivo que deberá afrontar un incremento sustancialmente mayor, pues dejarán de percibir subsidio al consumo energético.

Este esquema quedó ratificado en el “Memorando de políticas económicas y financieras” que se acordó con el FMI también a comienzos de marzo. De hecho, allí dice explícitamente que “antes de que finalice abril convocaremos a una audiencia pública con la propuesta de actualizar los precios mayoristas de la energía con vigencia a partir del primero de junio de 2022”. Fuentes oficiales ratificaron a EconoJournal que están trabajando para que la audiencia se realice en abril, “o en los primeros días de mayo”. Por lo tanto la convocatoria, debería oficializarse en los próximos días.

Fragmento del memorando acordado con el FMI.

Las críticas

La vicepresidenta Cristina Fernández de Kirchner se opuso desde el principio de esta nueva gestión a que las tarifas acompañaran a la inflación, como quería el equipo económico y terminó imponiendo su voluntad. En los hechos, eso significó que lo que pagan los usuarios por la luz y el gas se ha venido licuando de manera acelerada en términos reales.

El acuerdo con el FMI fue rechazado por este sector del gobierno y ese rechazo incluyó también los aumentos adicionales de tarifas que prevé el memorando. El encargado de decirlo con todas las letras fue el senador Oscar Parrilli, mano derecha de Cristina Fernández de Kichner, quien en la sesión en la que se aprobó el acuerdo con el FMI no hizo uso de la palabra, pero luego pidió insertar una exposición escrita donde, como informó EconoJournal, la emprendió explícitamente contra la suba adicional de tarifas de luz y gas. Allí dijo que durante la negociación con el FMI el cristinismo le dejó en claro al equipo económico “que no había que aumentar tarifas ni combustibles”.

Incluso dejó en claro su rechazo a que se avalen los aumentos haciendo referencia a la ley 27.443. “Dicha norma fue dictada en un momento histórico determinado, que buscaba morigerar los efectos perniciosos de los aumentos tarifarios sobre la población. Aquel momento histórico no es este. No resulta posible, en atención a la realidad social que vive la población, actualizar en el 2022/2023 las tarifas de los servicios públicos para los usuarios residenciales en el orden del 42,72% y de los beneficiarios de tarifa social en un 21,36%”, aseguró. 

La resistencia

La oposición del cristinismo no se limita al plano discursivo. Algunos de los principales referentes de ese sector dejaron en claro en las últimas semanas que no se irán del gobierno porque son el sector mayoritario de la coalición y adelantaron que van a dar la disputa interna para tratar de forzar un cambio en la política económica.

Ese posicionamiento es clave en el área energética porque el listado de funcionarios que responde a la vicepresidenta incluye al subsecretario de Energía Eléctrica, Federico Basualdo, al titular del Enargas, Federico Bernal, a la interventora del ENRE, María Soldad Manin, al presidente de IEASA, Agustín Gerez, al gerente general de CAMMESA, Sebastián Bonetto, y al presidente de YPF, Pablo González. También se podría incluir al secretario de Energía Darío Martínez, quien intentó mantener una posición más equidistante con respecto a las partes en conflicto, aunque siempre que lo forzaron a definirse se terminó inclinando para el mismo lado.

Federico Basualdo y Federico Bernal.

Todos los puestos mencionados son claves para llevar adelante la gestión cotidiana del área, una gestión que arrastra dos años de parálisis durante los cuales el cristinismo se opuso a cualquier tipo de recomposición de precios, lo que terminó impactando en el aumento de los subsidios, la suba del déficit de la balanza energética y la falta de dólares para hacer frente a las importaciones crecientes.

Pese a ello, desde ese sector buscan culpar a Guzmán por lo que está ocurriendo. En una nota publicada en Clarín durante el fin de semana le apuntaron al subsecretario de Planeamiento Energético, Santiago López Osornio, el único que responde a Guzmán dentro del organigrama del área. “Falta previsibilidad por parte del área de Planeamiento de la Secretaría de Energía”, aseguraron.

Gerez remarcó en esa nota de Clarín que IEASA todavía no aseguró el gas para el invierno, algo absolutamente inédito, porque la subsecretaría de Planeamiento Energético aún no le ordenó las compras de GNL de junio y julio. “Hay menos flexibilidad para rechazar ofertas cuando se compra con poca capacidad de planificación. Cuando se posee tiempo suficiente, se puede cambiar”, detalla Gerez.

Algo similar hizo Darío Martínez el pasado 15 de marzo cuando le envió una nota a Guzmán donde le reclamó fondos para hacer frente a los crecientes costos de importación y aseguró también que se deslindaba de todo tipo de responsabilidad sino le daban esos recursos.

No hay ninguna duda de que Guzmán también es responsable como ministro de Economía de lo que está ocurriendo en el sector energético, pero todos recuerdan que cuando el funcionario quiso desplazar a Federico Basualdo en abril del año pasado, con el argumento de que no solo no obedecía sus directivas sino que las boicoteaba, el cristinismo plantó bandera y evitó ese desplazamiento, dejando en evidencia la debilidad del ministro.

El mismo Basualdo es el que ahora, a través de los funcionarios que le responden en el ENRE, deberá realizar la audiencia pública de electricidad para impulsar los nuevos aumentos, mientras que Bernal tendrá la responsabilidad de hacer lo propio para el caso del gas. ¿Llevarán adelante las audiencias públicas y actualizarán luego los cuadros tarifarios o buscarán la manera de impedirlo? Todo este entramado deja en claro que lo que ocurra en las próximas semanas será clave para el futuro del gobierno, más allá del impacto limitado que pueda tener el aumento de tarifas en la cuenta de subsidios.

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Daniel de Nigris, CEO de Exxon Mobil, ofrece un panorama sobre los avances y desafíos del sector energético

La agenda de transición energética y sostenibilidad requiere la colaboración entre gobiernos, empresas privadas, consumidores y otros grupos de interés. En ExxonMobil Exploration Argentina S.R.L. (EMEA) estamos comprometidos con el país hace 110 años, satisfaciendo responsablemente las necesidades cambiantes de la sociedad en torno a la energía, de manera confiable y sostenible. Con una trayectoria de larga data, basada en inversiones tecnológicas y el profesionalismo de nuestros empleados, estamos bien posicionados para continuar proporcionando energía, considerada esencial para mejorar la calidad de vida en todo el mundo, como así también manejando los riesgos del cambio climático. Los avances tecnológicos desempeñan […]

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Un reciente descubrimiento de mega-yacimientos petrolíferos offshore en África del sur aumenta las posibilidades de encontrar petróleo en la costa bonaerense

En enero de 2022, la industria se sorprendió con los anuncios de dos importantes descubrimientos offshore en Namibia, en la costa del África del Sur. Shell anunció primero el descubrimiento de petróleo liviano en Graff-1 estimando un volumen total de hidrocarburos en el yacimiento, que podría alcanzar los 1.000 millones de barriles de petróleo. En febrero la noticia la dio Total, al anunciar otra importante acumulación de petróleo confirmada por el pozo Venus-1, perforado a pocos kilómetros de Graff. Venus podría contener hasta 3.000 millones de barriles de petróleo. Muchos se preguntarán que tiene que ver ese descubrimiento a más […]

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El financiamiento como una inversión protegida por tratados bilaterales de inversión: ¿un incentivo para la inversión extranjera en infraestructura pública argentina?

En las últimas semanas, la participación de Argentina en la Expo Dubái y la gira de Martín Guzmán en Houston trajeron el foco a una cuestión obvia, pero ciertamente relegada: la imperante necesidad de inversión privada para el desarrollo de infraestructura en sectores clave y con una alta necesidad de capitalización, como el sector energético y de hidrocarburos. Las restricciones presupuestarias del sector público y las limitaciones del sistema bancario argentino –dado, entre otros factores, el entorno regulatorio actual, los montos, plazos y alto consumo de capital involucrado– hacen prácticamente imprescindible el financiamiento de bancos e instituciones financieras extranjeras para […]

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Proyecto MARA, el plan minero que generará u$s1.200 millones anuales durante 27 años

Canadienses y suizos renovaron la sociedad con Catamarca para reutilizar instalaciones de Alumbrera en el nuevo yacimiento a cielo abierto Agua Rica. Cifras, detalles del plan y una entrevista con el gerente general del proyecto, Nicolás Bareta. “La idea es aprovechar zonas de sinergia entre distintas operaciones en el menor espacio posible”. El proyecto MARA surge de la integración de la actividad minera en Bajo de la Alumbrera y el nuevo yacimiento de cobre y oro Agua Rica, ubicado a unos 35 kilómetros de distancia, en pleno corazón de Catamarca, a unos 400 km de distancia de la capital provincial. […]

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HSBC Argentina otorgó a Pampa Energía una carta de crédito por U$S 20 millones para ampliar su parque eólico

En una alianza estratégica alineada a las metas de sustentabilidad del banco, HSBC Argentina y Pampa Energía acordaron emitir una carta de crédito verde de importación por USD 20 millones para financiar nuevas inversiones en energía eólica en la provincia de Buenos Aires. Pampa Energía, la empresa líder del sector energético, avanzará en la ampliación del Parque Eólico Pampa Energía III en el partido bonaerense de Coronel Rosales. El proyecto contempla el montaje y la instalación de 18 aerogeneradores que ayudarán a incrementar la potencia instalada y también a reforzar la producción de energías limpias para aportar electricidad a una […]

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El Gobernador Melella y la empresa Total Energies acordaron la realización de proyectos en Hidrógeno y Energías Renovables

El Gobernador, Gustavo Melella, junto al representante para el cono sur director General de Total Austral S.A., Javier Rielo, firmaron un memorándum de entendimiento para identificar y determinar las condiciones necesarias para generar el desarrollo de proyectos de energías renovables en Tierra del Fuego. A través de este trabajo, se elaborará un informe conjunto acerca de las condiciones esenciales para el desarrollo de Proyectos de Energía Renovable y/o de Hidrógeno, sector que resulta de interés para la mitigación de los efectos del cambio climático y que tiene un lugar prioritario en la agenda de entidades tanto públicas como privadas. En […]

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Hidrocarburos: los 7 puntos del “restyling” del proyecto de inversiones petroleras para que lo apruebe el Congreso

Se trata del tercer intento con el fin de que el Congreso sancione una nueva ley de promoción de inversiones petroleras y gasíferas La tercera puede ser la vencida. En medio de las crecientes presiones del kirchnerismo para que deje el cargo por no haber contado previamente la letra chica del acuerdo con el FMI y los cuestionamientos internos de los funcionarios cercanos al Presidente por el desmadre inflacionario; el ministro de Economía, Martín Guzmán decidió apostar a pleno a otra movida legislativa que apunta a aprobar nuevas reglas de juego para el negocio de los hidrocarburos. Se trata del […]

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Moisés Solorza: “La Argentina podría tener autoabastecimiento de gas”

Una de las cuestiones más preocupantes en nuestro país es el abastecimiento energético en invierno, tanto para el sector productivo como para los hogares. El gobierno negocia con Bolivia, Brasil y Chile para aumentar los volúmenes importados. El experto y secretario de Energía de Tierra del Fuego, se refirió al escenario que enfrenta Argentina en materia energética ante la llegada del invierno y los vaivenes por la guerra en Ucrania. Adicionalmente vaticino que imagina “un período no de desabastecimiento pero sí de escasez de combustibles”. Instó asimismo a que el gobierno aplique la Ley de Abastecimiento a petroleras privadas. “Tenemos […]

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El Gobierno incrementó el valor del biodiésel que se usa para hacer los combustibles

Así lo dispuso la Secretaría de Energía mediante la resolución 209/2022 publicada ayer en el Boletín Oficial. La norma pone en $ 179.451 por tonelada el precio de adquisición del biodiésel destinado a su mezcla obligatoria con gasoil para las operaciones correspondientes a abril. A principios de agosto del año pasado el Gobierno puso en vigencia el nuevo Marco Regulatorio de Biocombustibles, que regirá hasta 2030 a partir de la Ley 27.640 sancionada a comienzos de julio, que dispuso nuevos parámetros de cortes obligatorios de naftas y gasoil, y creó la Comisión Especial para el desarrollo del sector. Así mismo, […]

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El Norte Grande define este viernes la instalación de la agencia de inversión y comercio exterior en medio oriente

Los gobernadores de las diez provincias abordarán en Salta temas como la búsqueda de inversiones en Dubai y la problemática de cupos de combustible y gasoil, en lo que será la novena asamblea del Consejo Regional. Este viernes, en Salta y a partir de las 10, se realizará la novena asamblea del Consejo Regional del Norte Grande con la participación de los mandatarios de las provincias que lo integran. Durante el encuentro, se abordarán temas como la búsqueda de inversiones en Dubai, la creación de una Agencia de Inversión y Comercio Exterior del Norte Grande, y la problemática de cupos […]

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Crean una mesa con YPF y referentes del campo para alejar el fantasma del quiebre de stock de gasoil

El gobierno creó una mesa de trabajo con empresas petroleras y del sector agropecuario para intentar evitar un aumento sobredimensionado de las compras de gasoil provoqué un quiebre en el stock en los surtidores. En un contexto con cada vez más problemas de suministro, el Ejecutivo quiere negociar una salida para “garantizar la provisión al mercado interno y que ningún sector se vea afectado”, indicaron desde Jefatura de Gabinete. En concreto, funcionarios del gobierno se reunieron ayer en la Casa Rosada junto a directivos de YPF y distintos ejecutivos de cámaras empresarias del sector agropecuario. Las partes acordaron, además, un nuevo encuentro en dos semanas.

En el gobierno existe preocupación por la falta de gasoil que ya se registra en varias provincias del país, evidenciado también por la implementación de cupos de venta en muchas estaciones de servicio de la provincia de Buenos Aires que abastecen al agro. La crítica situación internacional por la pandemia y la guerra en Ucrania aceleró la falta de oferta en todo el mundo. En la Argentina esto se agrava porque el agro, que es el mayor consumidor de gasoil del país, está en plena cosecha gruesa.

Evitar el quiebre

Lo que se acordó ayer es monitorear de cerca el abastecimiento de gasoil para evitar el adelantamiento de compras masivas del agro y que, así, se ponga en jaque la oferta. Sobre todo, porque el campo está adquiriendo altos volúmenes en estos días aprovechando que el precio del gasoil está atrasado con relación al precio de paridad de importación y también en comparación con el precio del combustible que paga en países vecinos como Brasil, Uruguay y Paraguay.

En el primer bimestre de 2022 el consumo de gasoil fue un 9% superior al mismo período de 2019 y el gobierno proyecta que esto se sostenga durante todo el primer semestre. Por su parte, YPF, la compañía controlada por el Estado, reforzó su oferta de gasoil en el mercado durante marzo y los primeros días de abril, “alcanzando los mayores niveles de oferta de los últimos diez años”, según explicó la empresa.

Biocombustibles

Distintos productores de bioetanol y biodiesel afirmaron a EconoJournal que ayer también se conversaron alternativas para que los biocombustibles puedan tener un rol más preponderante en esta crisis.

La propuesta que llevaron las pymes de biocombustibles a la reunión en la Casa Rosada incluye incrementar los volúmenes de producción y aumentar el corte obligatorio del etanol y biodiesel con las naftas y el gasoil. Además, plantearon la posibilidad de que los biocombustibles puedan ser utilizados en las usinas de generación eléctrica.  

¿Quiénes se reunieron en la Casa Rosada?

Encabezaron la reunión el vicejefe de Gabinete de la Nación, Jorge Neme, el secretario de Energía, Darío Martínez, y el presidente de YPF, Pablo González. También estuvieron Santiago Yanotti, vicepresidente de CAMMESA, Ariel Kogan, asesor del presidente Alberto Fernández; Jorge Ruiz, jefe de Gabinete del Ministerio de Agricultura y Pesca, y Enrique Lavallois, Gerente Ejecutivo Comercial de YPF.

Por el sector empresario participaron Juan Manuel Ritacco y Juan Ignacio Bojanich del Grupo Bahía Energía; Víctor Castro, director ejecutivo de la Cámara Argentina de Biocombustible (CARBIO); Hilarión del Olmo, presidente de Explora; Juan Facciano, presidente de la Cámara Santafesina de Energías Renovables; Jorge Feijó, titular del Centro Azucarero Argentino; Jorge Petteta, de Agricultores Federados Argentinos; Mauricio Martin, vicepresidente de Downstream y Gas y Energía; Luis Zubizarreta, presidente de la Cámara de Puertos Privados; y Elbio Lauciria, vicepresidente de CONINAGRO.

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Mega yacimientos petrolíferos offshore en Africa entusiasman a Energía

En enero de 2022, la industria se sorprendió con los anuncios de dos importantes descubrimientos offshore en Namibia, en la costa del África del Sur. Razones geológicas motivaron expectativas a favor respecto de los posibles resultados de la exploración de hidrocarburos mar adentro en la plataforma sudamericana enfrentada.

Shell anunció primero el descubrimiento de petróleo liviano en Graff-1 estimando un volumen total de hidrocarburos en el yacimiento, que podría alcanzar los 1.000 millones de barriles de petróleo. En febrero la noticia la dio Total, al anunciar otra importante acumulación de petróleo confirmada por el pozo Venus-1, perforado a pocos kilómetros de Graff. Venus podría contener hasta 3.000 millones de barriles de petróleo.

Muchos se preguntarán que tiene que ver ese descubrimiento a más de 7.000 km de nuestras costas, interrogó la Secretaría de Energía.

“Hace más de 250 millones de años todas las masas continentales estaban unidas en un único súper continente, al que llamamos Pangea, que se fue fragmentando y dio origen a los continentes que hoy conocemos. Y hace 121 millones de años cuando se formaron las acumulaciones recientemente descubiertas en Namibia, África estaba mucho más cerca de América del Sur que en el presente. De hecho Venus debe estar a no más de 200 km de las áreas que YPF está explorando actualmente en la Cuenca Argentina Norte”, describió Energía.

“Por esa razón los geólogos tienen sobradas razones científicas para suponer que en nuestro mar aproximadamente a 300 km de Mar del Plata, en aguas profundas de 1.500 metros, existen yacimientos similares a los descubiertos en África”, puntualizó dicha Secretaría en un comunicado.

YPF en sociedad con la operadora Equinor y Shell, se disponen a perforar el “Argerich” primero pozo exploratorio de aguas profundas en la Cuenca Argentina Norte. El pozo exploratorio Argerich que tiene un costo cercano a los 100 millones de dólares está ubicado a 307 km de Mar del Plata y a 320 km en línea recta de Puerto Quequén. Y está prevista su perforación para el primer trimestre del 2023.

Los profesionales de YPF estiman que ese yacimiento podría llegar a los 1.000 millones de barriles de petróleo. Si lo monetizamos a 100 dólares el barril, estamos hablando de una reserva con valor de 100 mil millones de dólares. Con el agregado de que en la Cuenca Argentina Norte, se presume, existen otros veinte yacimientos similares.

Los profesionales de YPF son cautos en sus afirmaciones, pero optimistas en las enormes posibilidades que tiene la cuenca. De comprobarse estos mega yacimientos su puesta en producción va a transformar el perfil productivo de la costa bonaerense generando miles de puestos de trabajo directos e indirectos.

La posible producción a más de 300 km de la costa no colisiona ni con el turismo ni con la pesca.  Los organismos de contralor imponen las más modernas normativas de cuidado y protección del medio ambiente, señaló el Secretario Darío Martínez.

“Argentina pasará a ser un país exportador de petróleo, agregando divisas que nuestra economía requiere para su crecimiento”, agregó, y puntualizó que “hemos receptado las inquietudes en materia ambiental que se manifestaron y podemos asegurar que, por la distancia y el tipo de corrientes marinas que existen a 300 km de la costa,  Mar del Plata no corre ningún riesgo de que se produzcan derrames o contaminación de sus playas”.

“Argentina está en camino de transición energética hacia energías renovables, pero para comprar equipos eólicos y solares necesitamos divisas, y el mundo va a seguir requiriendo petróleo y gas para reemplazar las usinas de carbón que son el 27 % de la matriz energética mundial”, describió Martinez.

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UPME fija cronograma 2022 para incorporar más renovables pero surgen dudas

La Resolución CREG 075 abarca, desde la baja de proyectos que, sin intenciones concretas de construirse, ocupan lugar en el espectro eléctrico colombiano (las autoridades hablan de unos 8 GW), hasta la incorporación de nuevos emprendimientos al sistema mediante un nuevo régimen de ponderaciones.

Para iniciar todo el trabajo que supone tal aplicación, la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) publicó la Circular UPME 033 de 2022 (ver), que fija un cronograma para la presentación de solicitudes de conexión para el presente año.

Entre los hitos más importantes, hasta el 18 de este mes se llevará a cabo la publicación de la información necesaria para la elaboración de los estudios de conexión y de disponibilidad de espacio físico.

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 correrá como plazo máximo para la radicación de solicitudes de asignación de capacidad de transporte (Tipo 1) año 2022.

Finalmente, el Concepto de conexión con o sin asignación de capacidad de transporte tendrá como límite el 30 de diciembre.

En diálogo con Energía Estratégica, Alejandro Piñeros, coordinador regulatorio de Óptima Consultores, observa que este esta nueva resolución “da algunos partes de tranquilidad, así como genera algunas incertidumbres”.

“Por un lado, la UPME ratifica lo establecido por CREG a través la Resolución 101 010 de 2022, estableciendo que a más tardar el 30 de diciembre emitirá los conceptos de conexión (con o sin capacidad) a los proyectos que se presenten este año; además, los tres meses disponibles para desarrollar los estudios de conexión (definidos por CREG en esa misma resolución) parecen una solución de compromiso razonable”, indica el especialista.

Y resume: “De lograrse estos plazos, estaríamos regularizando con éxito la implementación de los nuevos procedimientos de conexión de la Resolución CREG 075 de 2021”.

Sin embargo, Piñeros advierte “algunas dudas”. “Como lo muestra el documento justificativo, la misma UPME le planteó a la Comisión -de Regulación de Energía y Gas (CREG)- que «persisten incertidumbres por los tiempos necesarios para aplicar el algoritmo de asignaciones», cuyos criterios y procedimientos aún no se conocen”, observa.

“Además, por los comentarios de los transportadores en los eventos de socialización, podría parecer que el primer límite, el 18 de abril para la publicación de la información necesaria para el desarrollo de los estudios de conexión, puede ser muy estrecho”, agrega el coordinador regulatorio de Óptima Consultores.

Y remata: “Si los transportadores no logran entregar información a tiempo (y de calidad; recordemos también que la responsabilidad de la revisión es de SSPD – Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios- y que el tiempo de solicitud de aclaraciones sobre la misma coincide con el plazo de radicación de solicitudes), podemos encontrarnos con nuevos tropiezos”.

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Así es el plan de Puerto Rico para impulsar 3700 MW renovables junto a almacenamiento

“Se ha establecido en el Plan Integrado de Recursos de la Autoritaria de Energía Eléctrica unos procesos para integrar 3750 megavatios de energías renovables a la red eléctrica, que permitan cumplir con las políticas públicas establecidas y alcanzar un 40% de energías renovables en Puerto Rico”, introdujo Francisco Berríos Portela, director del Programa de Política Pública Energética en el Departamento de Desarrollo Económico y Comercio de Puerto Rico.

Para lograr aquella meta hizo hincapié en uno de sus mecanismos que ya está en marcha y que consiste en seis convocatorias de Solicitudes de Propuestas (RFP, por sus siglas en inglés) para energías renovables y almacenamiento.

El año pasado, celebramos el lanzamiento del “tranche 1”, a pesar de las prórrogas y la incertidumbre que generaba adentrarse en un nuevo proceso. En aquel momento, se pusieron en juego 1000 MW solares y 500 MW de almacenamiento equivalente, además de aceptarse propuestas de VPP por 150 MW.

Actualmente, ese proceso sigue en marcha y estaría transitando su etapa final; mientras que, en paralelo, ya se convocó al “tranche 2” y se anunció que el “tranche 3” ya estaba siendo diseñado. 

Sorpresa en Puerto Rico: ya se prepara la tercera subasta de renovables y almacenamiento

Ahora bien, en este camino en dirección a la transición energética, aún existirían desafíos. 

Puerto Rico todavía cuenta con el 96% de participación de fuentes fósiles en la matriz de generación y deberían tomarse decisiones cuanto antes para acelerar la incorporación masiva de renovables e ir desplazando fuentes contaminantes.  

“Tenemos que dar un salto cuántico para lograr que el 40% de la energía sea renovable al 2025”, visibilizó Javier Rúa Jovet, director de Políticas de la Asociación de Energía Solar y Almacenamiento de Puerto Rico (SESA), durante un panel de debate que compartió con Berríos Portela. 

Aquella meta podría lograrse con los RFP. Sin embargo, el primer RPF “tranche 1” que aún sigue en curso despierta algunas dudas: si bien se aceptaron 18 propuestas, aún siguen en evaluación a la espera de un PPA.

«Falta firmar los acuerdos y construir esos proyectos. Eso no está tan cerca”, alertó Javier Rúa Jovet. 

De allí que, desde SESA han planteado al regulador que de señales al mercado sobre cuáles son los pasos a seguir para que no sólo tenga claridad el “tranche 1” que podría adjudicar los primeros 1000 MW u 800 MW de energía solar, sino también para dar confianza al inversor para las próximas convocatorias. 

Como respuesta, Francisco Berríos Portela se refirió a la rápida respuesta que ha tenido el gobierno puertorriqueño en la implementación de política pública prorenovables y que augura llegue a cumplirse debidamente. 

«En el año 2019, se firmó la Ley de Política Pública Energética que establece las nuevas metas agresivas. Y, en solo un año, Puerto Rico ha iniciado la transformación del sistema energético integrando un operador, aprobando un reglamento de trasbordo, concretando los procesos de los tranche, facilitando las interconexiones, entre otros temas que demuestran que el marco regulatorio se está moviendo muy rápido”, remarcó. 

Ahora bien, también reconoció que aún no cantan victoria porque falta camino por recorrer pero que apuestan a cumplir sus metas. 

“Estamos en la dirección correcta”, confió el director del Programa de Política Pública Energética en el Departamento de Desarrollo Económico y Comercio de Puerto Rico.

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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Nuevo León lanza su propio plan para cuadruplicar energías renovables

El gobierno de Nuevo León lanzó su plan estatal de desarrollo 2022 – 2027 e incluyó a las energías limpias y renovables, la mitigación del cambio climático y algunos programas de incentivos para las pequeñas y medianas empresas y así detonar el potencial económico del estado y que continúen adquiriendo equipamiento sustentable. 

“El Estado busca desarrollar e implementar estrategias a largo plazo, tales como la ruta de descarbonización, la eficiencia energética en todos los sectores económicos y la transición energética a energía renovable, que permitan alcanzar los objetivos realizados en acuerdos internacionales y cumplir con la ley y el Reglamento de Cambio Climático del Estado de Nuevo León”, detalla el documento. 

Es por ello que para lograr lo anterior y que el sector energético alcance las emisiones netas cero para 2050, el gobierno estimó que los factores clave incluyen cuadruplicar cada año la cantidad de energía solar fotovoltaica y eólica agregada, así como también mejorar la intensidad energética en un 4%; y electrificar amplias franjas de la economía. 

Mientras que para el 2027 pretende que la participación de fuentes limpias y renovables para la generación de energía eléctrica sea del 25% ya que ratifica que hay una tendencia en crecimiento. 

Y cabe recordar que Nuevo León posee cerca de 800 MW operativos en centrales eólicas y poco menos de 30 MW en potencia fotovoltaica de gran escala, según datos de la Asociación Mexicana de Energía Eólica (AMDEE) y de la Asociación Mexicana de Energía Solar (ASOLMEX). 

Asimismo, las autoridades de la entidad federativa mencionada también planean impulsar el desarrollo de las empresas relacionadas al sector energético, principalmente aquellas que promuevan el uso de energías alternas, limpias y renovables. 

Por lo que llevarán a cabo un programa de financiamiento que engloba tanto créditos de entre 0 a $25000 para iniciar un emprendimiento, otro destinado a equipamiento de entre $25000 a $100000 y crédito de nuevo impulso de entre $100000 a $5000000 para fortalecer a las PyMES. 

“Esto permitirá mantener y detonar el gran potencial económico del estado, aprovechar su ubicación estratégica favorable, sus empresas y su gente, así como sus recursos naturales, como el gas y la energía eólica y solar”, asegura el plan de desarrollo. 

Como consecuencia, podría aumentar la capacidad de generación distribuida en el Estado, que asciende a 220.52 MW instalados en 29177 contratos, según el último reporte de la Comisión Reguladora de Energía, colocándose en la tercera entidad federativa de México con mayor potencia operativa de este segmento. 

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Huepe adelanta cambios en leyes de renovables, almacenamiento e hidrógeno verde

Ayer, el ministro de Energía, Claudio Huepe, presentó su plan de energía ante la Comisión de Minería y Energía de la Cámara de Diputados y Diputadas, donde el primer concepto que soltó fue el de la “transición energética justa”.

Allí planteó la importancia de “eliminar el carbono de nuestra matriz eléctrica en el menor tiempo posible, partiendo por una salida acelerada del carbón”.

Recordó que el acuerdo voluntario del cierre de las plantas a carbón de la anterior gestión era el 2040, la que calificó como “necesaria, pero no suficiente”.

Manifestó que, si bien el Gobierno no tiene una fecha definida para anticipar la salida de estas centrales, intentarán que sea “lo más rápida posible”. “Dudamos de que sea mucho más allá del 2030”, sopesó.

Confió que todo dependerá de dos dimensiones. La primera es técnica, “en la cual evaluamos cuáles son las condiciones para lograr la salida del carbón lo más rápida posible”, sostuvo Huepe.

La segunda es de carácter económico-social. “Cuáles son las condiciones en las cuales se deben hacer estos cambios para no solamente evitar impactos negativos sobre el entorno económico-social sino tener un impacto positivo”, planteó el ministro.

Cabe recordar que la generación a carbón representa en Chile alrededor de 4 GW. Frente a esto, el ministro destacó que hay que considerar como factores clave del reemplazo al almacenamiento, la gestión de la demanda, la recuperación del medioambiente y del espacio del desarrollo, la economía local. “Son cosas que tenemos que resguardar para lograr que esta transición sea justa”, enfatizó.

Es por ello que, en materia legislativa, se pondrá énfasis en proyectos de Ley de almacenamiento, energías renovables e hidrógeno verde, los cuales hoy están en trámite en el Congreso. A todos ellos se les harán indicaciones.

“El de almacenamiento nos parece una propuesta bien encaminada, salvo algunas modificaciones en particular, por el tema del almacenamiento hídrico (con acumulación de agua) que es algo que querríamos ver un poco más enfatizado”, sostuvo la máxima autoridad de Energía.

Respecto a la ley de renovables, las modificaciones que se plantearán serán para “impulsar más la actividad”, indicó Huepe, al tiempo que apuntó que se hará especial énfasis sobre el “desarrollo más distribuido de las renovables”.

En geotermia, se tratará de alentar aspectos de calefacción, como la implementación de proyectos de baja entalpía.

Y en cuanto a hidrógeno verde, el ministro de Energía sugirió que, “más que un proyecto de ley, lo que hay que hacer es un plan de acción” que incentive aún más la actividad.

Por otra parte, el funcionario se refirió al proyecto de mejoramiento del mercado del gas también ingresado por el gobierno anterior se retirará y se volverá a presentar una nueva propuesta. Indicó que esto se hará para dividir el GLP del GN, ya que se trata de “dos temas muy distintos”, aseguró.

Otros temas de agenda

Asimismo, también planteó las metas del ministerio para entregar acceso y calidad de la energía como derecho, tanto en la infraestructura existente como la nueva.

Regulación para mejorar el estándar térmico; garantizar el servicio de agua caliente sanitaria; mejoramiento en la calidad de servicio de electricidad; y gas a precio justo con regulación y coordinación con otros organismos y monitoreo de la competencia, fueron los temas que destacó el ministro.

Además, enfatizó sobre el desarrollo de un programa social que permita el reacondicionamiento térmico de viviendas.

“Vamos a desarrollar el Programa Abriguemos Chile durante este año y comenzaremos a implementarlo en 2023 para mejorar el confort térmico de 400 mil viviendas en 100 comunas del país, lo que permitirá ahorrar más de 100 millones de dólares anuales en uso de energía”, resaltó Huepe.

Adelantó que desde la cartera desarrollarán una agenda de energía hacia el 2026 con todos estos hitos, la cual estaría lista en mayo.

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Hitachi Energy lanza OceaniQ™: soluciones innovadoras para operaciones costa afuera

El reciente lanzamiento de los transformadores para aplicaciones flotantes de la compañía, son los primeros productos incluidos en el portafolio de OceaniQ™ y que abordan los desafíos energéticos de la operación costa afuera.

Hitachi Energy lanzó hoy su portafolio1 OceaniQ™ para operaciones costa afuera, que se exhibirá esta semana en el evento anual WindEurope en Bilbao, España. El líder mundial en tecnología y mercado en redes eléctricas, que tiene un historial comprobado2 en soluciones pioneras para costa afuera, ha creado OceaniQ para ayudar a acelerar la transición de energía limpia. El impacto del portafolio de OceaniQ dará como resultado volúmenes mucho mayores de energía eólica que se recolectarán e integrarán de manera eficiente en el sistema energético mundial.

Al combinar la competencia intersectorial de los sectores de la energía y la marina, OceaniQ aborda aplicaciones para plataformas fijas, estructuras flotantes y sistemas de energía submarinos para operadores eólicos, marinos y otros en costa afuera. Hitachi Energy diseña rigurosamente sus productos, servicios y soluciones OceaniQ en colaboración con clientes y socios que se centran en resolver las necesidades específicas de los operadores de energía costa afuera.

Las características clave de las soluciones OceaniQ incluyen un diseño modular para permitir una instalación oportuna y la capacidad de conectar rápidamente activos de energía en tierra. Las soluciones de OceaniQ aprovechan la digitalización, lo que permite un monitoreo remoto seguro y protegido y otros servicios como el mantenimiento predictivo. Los diseños también están reforzados para resistir las más adversas condiciones marinas, lo que minimiza la necesidad de servicio físico durante su vida útil. Las soluciones de OceaniQ también incorporan la aplicación rigurosa del pensamiento del ciclo de vida.

Transformadores OceaniQ™ para aplicaciones flotantes en operaciones costa afuera

Los primeros productos que se anunciarán como parte del portafolio de OceaniQ, son los transformadores de Hitachi Energy para aplicaciones flotantes en alta mar. Desde los primeros proyectos comerciales a principios de la década de los noventas, la generación de electricidad eólica marina ha crecido enormemente, con una capacidad actual de más de 35 gigawatts3 en todo el mundo. Sin embargo, la construcción en alta mar tiene grandes desafíos más allá del duro entorno de agua salada y solo se ha explotado una pequeña fracción del potencial total. Esto porque muchas áreas costa afuera no tienen un suelo marino adecuado y más allá de los 60 metros de profundidad no son viables para estructuras fijas.

Los transformadores y reactores de derivación OceaniQ™ son equipos clave en la infraestructura de la red que permite la transmisión de la electricidad generada en los parques eólicos costa afuera. Esta gama completa y cualificada de equipos, desarrollada en colaboración con los principales desarrolladores marinos flotantes, utiliza la experiencia líder mundial para satisfacer los requisitos con un diseño ligero, compacto y modular que consta de cambiadores de tomas y piezas activas especialmente diseñados.

“En OceaniQ, nuestros ingenieros de clase mundial se enorgullecen de las soluciones pioneras que superan las condiciones más adversas en costa afuera y, en última instancia, ayudan a la sociedad a avanzar hacia un futuro sin emisiones de carbono”, dijo Bruno Melles, director del negocio de transformadores de Hitachi Energy. “Los sistemas eléctricos flotantes son un desarrollo importante en la evolución de la industria renovable costa afuera, que abrirán enormes oportunidades y desbloquearán nuevos modelos comerciales que se basan en energía limpia. OceaniQ está totalmente en el espíritu del Propósito de Hitachi Energy, que se centra en promover un futuro energético sostenible para todos.”

Alfredo Parres, director de energías renovables de Hitachi Energy, comentó: “La energía eólica es uno de los recursos naturales más abundantes y generosos de la Tierra y, a través del portafolio para costa afuera de OceaniQ, los clientes podrán aprovecharla e integrarla de manera más eficiente. Alfredo continuó: “A través de OceaniQ, estamos construyendo un sistema energético más sostenible, flexible y seguro, y las soluciones contribuirán a una red eléctrica más integrada, interconectada y de alta calidad. Estoy emocionado de discutir ya el potencial de OceaniQ con nuestros clientes en WindEurope esta semana y cómo juntos podemos continuar siendo pioneros en tecnologías que maximizan la potencia total de la energía eólica marina”.

Este último desarrollo del portafolio de Hitachi Energy continúa demostrando el compromiso de Hitachi Energy de ampliar los límites de la innovación para soluciones de energía sostenible para operaciones costa afuera. La compañía espera anunciar nuevas incorporaciones al portafolio de OceaniQ en los próximos meses. El lanzamiento de OceaniQ sigue a los recientes lanzamientos de la empresa de IdentiQ™, – sus soluciones gemelas digitales para HVDC y soluciones para la calidad de energía – y EconiQ™, que es el portafolio de soluciones de la empresa que ha demostrado ofrecer un desempeño ambiental excepcional que resulta en reducciones significativas en huella de carbono.

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Siemens se comprometió durante Latam Future Energy a descarbonizar sus operaciones en la región

Horacio Ramos, Future Grids Manager de Siemens, asistió el pasado 30 y 31 de marzo al evento de Latam Future Energy en Santo Domingo. Allí, compartió su lectura sobre la evolución del mercado y los planes de la compañía para los próximos años.

“Como Siemens estamos muy enfocados en traer la tecnología a los mercados que estamos atacando en México, Centroamérica y el Caribe”, introdujo el referente de Future Grids.

En tal sentido, explicó que tras años de ser reconocidos como tecnólogos y vendedores de turbinas y transformadores del mercado eléctrico, ahora buscan posicionarse más en energías renovables.

“Ya tenemos todo un portafolio para solar -exceptuando los paneles- para hacer la distribución y entrega de energía fotovoltaica”, declaró Horacio Ramos, a la vez de aclarar que estos productos los aplica su misma empresa para reducir su consumo eléctrico.

Y aquello no sería todo. Además, confirmó que aprovechan este tipo de tecnología para su estrategia global para llegar a cero emisiones netas de carbono para 2030.

“Es importante mencionar que tenemos que predicar con el ejemplo. No podemos promover energías limpias sin que la empresa trabaje en un plan de descarbonización”, señaló.

Y subrayó: “Siemens tiene un objetivo de descarbonizar para el 2030. Para lograrlo, ya tenemos generación solar en nuestras plantas en México con inversores y almacenamiento propios de Siemens y eso da una idea de que estamos respondiendo ante el cambio climático con nuestra tecnología”.

Durante su participación en el panel “El estado de la energía solar fotovoltaica en México, Centroamérica y Caribe: Nuevos desarrollos y soluciones tecnológicas” concluyó que las energías renovables, el almacenamiento y la digitalización resultan cruciales para la construcción de redes inteligentes en el presente y futuro próximo.

“El almacenamiento se convierte en un eje que va a fortalecer el mercado fotovoltaico (…) La digitalización es otro eje para las instalaciones eléctricas y no sólo hablando de su vinculación los inversores o sistemas de almacenamiento en sistemas fotovoltaicos, que es básico tenerlos conectados y estar monitoreándolos”.

“Hablar tanto de transformadores, interruptores de potencia o tableros que sean inteligentes que nos estén entregando información para tomar decisiones se vuelve importante en el mercado eléctrico del presente y el futuro”, aseguró.

Aquellos comentarios fueron realizados durante el panel “El estado de la energía solar fotovoltaica en México, Centroamérica y Caribe: Nuevos desarrollos y soluciones tecnológicas”. En el cual, participaron referentes de Growatt, Huawei, Jinko Solar, Siemens y Total Eren.

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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CADER, la CEA y Consorcio de Gestión del Puerto de Quequén se suman a la PlataformaH2 Argentina

La PlataformaH2 Argentina sumó a la Cámara Argentina de Energías Renovables (CADER), la Cámara Eólica Argentina (CEA) y al Consorcio de Gestión del Puerto de Quequén a través de una firma de colaboración que se dio en la Facultad de Derecho de la Universidad de Buenos Aires.

De este modo continúa ganando representatividad dentro del sector energético del país, ya que amplía sus fronteras hacia las cámaras empresariales y tienen la mirada en expandirse aún más. 

Cabe recordar que la PlataformaH2 Argentina ya está integrada por The Global Legislators Organisation (GLOBE), el Comité Argentino del Consejo Mundial de la Energía (CACME), el Centro de Estudios de la Actividad Regulatoria Energética (CEARE – UBA), la Asociación Argentina de Energía Eólica (AAEE) y la Universidad Técnica Nacional – Facultad Regional Buenos Aires (UTN.BA).

Justamente la reunión contó con la participación de las partes ya involucradas a través de Andrea Heins, presidente del CACME y miembro de la PlataformaH2 Argentina, Mirta Gariglio, directora ejecutiva del CEARE, Natalia Catalano, representante de la UTN Buenos Aires, Raúl Bertero, presidente del CEARE, Héctor Pagani, presidente de la AAEE y Juan Carlos Villalonga, presidente de GLOBE y miembro de la PlataformaH2 Argentina. 

Mientras que del lado de las entidades que se sumaron con esta firma, estuvieron presentes Juan Manuel Alfonsín, director ejecutivo de CADER, Gustavo Castagnino, vicepresidente de la CEA, y Héctor Etcheverry, CEO de Haizea que fue en representación del Consorcio de Gestión del Puerto de Quequén. 

Y fue Villalonga quien dialogó con Energía Estratégica y explicó que “el objetivo principal es lograr una discusión dentro del ámbito político, empresarial y académico para lograr un consenso en cuanto a qué política debe darse en Argentina en materia de hidrógeno”. 

“Esto es crucial porque cualquier política en ese aspecto debe ser de largo plazo. No podemos hablar de menos de diez, veinte o treinta años para tener algún grado de éxito en una industria que está configurándose a nivel mundial y donde Argentina puede ser parte. El mundo tiene expectativas en el país, pero venimos muy demorados”, agregó. 

La firma se realizó en el Salón Vélez Sarsfield de la Facultad de Derecho de la Universidad de Buenos Aires

A raíz de esta iniciativa, se buscará dar un marco regulatorio moderno que actualice la Ley Nacional N° 26.123 (promulgada en agosto del 2006) y aporte los elementos necesarios para que se pueda desarrollar la cadena de este vector energético, como por ejemplo proyectos pilotos o aquellos de escala reducida pero que permitan que Argentina se posicione a nivel global. 

“Hablaremos con legisladores, distintos sectores políticos y las provincias. Y esperamos que esta colaboración pueda impulsar el proyecto de ley que presentamos meses atrás, aunque de esa propuesta hay elementos que se pueden mejorar y la iniciativa está para eso. Por lo que creo que el trabajo en cooperación que tengamos con estas instituciones dará mejor letra al tema en el país”, concluyó Villalonga.

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Blanco de OLADE: “Estamos en un muy buen momento para incrementar la renovabilidad”

Alfonso Blanco Bonilla, secretario ejecutivo de Olade, participó del ciclo de entrevistas ‘Protagonistas’, producido por el portal de noticias Energía Estratégica.

Allí, el dirigente de la máxima asociación latinoamericana de energía observó que, a raíz del conflicto bélico entre Rusia y Ucrania, no sólo los precios de los hidrocarburos han aumentado, sino el de todos los productos y servicios a nivel global, lo que redunda en altos niveles de inflación.

“Estamos en un momento de fuerte impacto que no sólo incide en el sector energético, sino toda la cadena de suministro”, advirtió y sostuvo: “Aun cuando se resuelva el conflicto bélico, la entrada de la oferta de hidrocarburos ruso, ya sea gas o petróleo, al mercado mundial, no es algo que se dé de forma inmediata”.

No obstante, Blanco destacó que este escenario de precios del barril Brent por encima de los 100 dólares favorece a la aceleración hacia la diversificación energética.

“Los elementos económicos son los que más motivan a una mayor incorporación de fuentes de energías renovables”, reconoció.

Por lo que aseveró: “Estamos en un muy buen momento para incrementar la renovabilidad”.

Sin embargo, agregó: “Pero también estamos en un buen momento en el cual las industrias extractivas van a tener un excedente de renta que puede entrar nuestras economías y que de alguna forma lo podemos estar aprovechando para trabajar en una matriz energética mucho más diversificada”.

En esa línea, el Secretario Ejecutivo de la Olade indicó que, en el futuro inmediato, los distintos países (no sólo los latinoamericanos) pusieron como prioridad el abastecimiento. “El retorno al carbón es una solución de corto plazo para atender la urgencia de seguridad energética que se está viviendo a nivel global”, analizó.

Pero consideró que, al largo plazo, los precios altos del petróleo funcionan como un “motivador” para incorporar más renovables como un mecanismo de depender menos de las fuentes fósiles y abaratar costos en energía.

“Las decisiones orientadas a una mayor renovabilidad claramente tiene un beneficio para todas las economías porque hoy las renovables son competitivas respecto a cualquier otra fuente de energía”, concluyó Blanco.

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Mitsui & Co. se establece en el mercado latinoamericano con una nueva filial

MITinfra brindará a las empresas los servicios de infraestructura ofrecidos por las dos subsidiarias de Mitsui, Atlatec, S.A. de C.V. («Atlatec»), una empresa relacionada con el agua, y Mitsui & Co. Power Development and Management Americas, S.de R.L.de C.V. («MPA»), una empresa centrada en la energía.

Ramón Moreno Vergara, director ejecutivo de MITinfra, dijo:

«A través de MITinfra, queremos responder a la tendencia actual del mercado de descentralización, descarbonización y digitalización.

La Compañía brindará un suministro de agua y energía confiable, competitivo y ambientalmente sustentable a sus clientes locales, contribuyendo al mismo tiempo al desarrollo social y económico de México y sus países vecinos.

MITinfra también brinda a Mitsui una plataforma para expandir potencialmente aún más su negocio de infraestructura».

Atlatec, adquirida por Mitsui en 2008, es un proveedor líder de servicios ambientales en México. Con más de 60 años de experiencia, ofrece soluciones integradas de tratamiento de agua, incluido el desarrollo, financiamiento, diseño, construcción y operación y mantenimiento de plantas de tratamiento de agua y aguas residuales para municipios y clientes comerciales e industriales.

MPA, establecida en 2010, opera y administra los activos de generación de energía de Mitsui en México. Ha diversificado sus actividades en los últimos años, centrándose en el desarrollo, gestión y operación de activos renovables, plantas de generación in situ, comercialización de energía y gestión energética con integración vertical eficiente en una matriz energética limpia.

Mitsui continuará trabajando para crear una sociedad en armonía con el medio ambiente, ayudando a garantizar un suministro sostenible y estable de servicios de infraestructura que son esenciales para el desarrollo social.

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Hitachi Energy está presente en la feria FISE

Hitachi Energy, líder mundial en tecnología y mercado de redes eléctricas, estará presente en la novena edición de la Feria FISE que se desarrollará entre el 5 y el 7 de abril en Plaza Mayor, Medellín. 

La Feria FISE es un espacio comercial de la industria eléctrica, que tiene lugar en Medellín, Colombia. Durante la primera jornada Hitachi Energy realizó charlas técnicas en donde expertos de la compañía hablarán sobre ahorro de energía y transformadores EconiQ™. Además, en el día 2 de la feria se abordó el tema de la transición energética.

«Participar en estos espacios de convergencia claves para el sector, es para Hitachi Energy una oportunidad única de reencontrarnos luego de 2 años en los que los eventos presenciales no se pudieron realizar. Participaremos en la plataforma más importante para la industria eléctrica, en donde haremos visible nuestra tecnología enfocada en lograr un futuro energético sostenible para todos”, aseguró Ramón Monrás, presidente de Hitachi Energy para Latinoamérica.

Además, los visitantes encontraron espacios dinámicos que permitieron el relacionamiento interinstitucional para la consecución de acuerdos comerciales y alianzas estratégicas con expositores, visitantes y aliados. 

En su última edición, en el 2019, la feria, cuya área de exposición fue de 20.000 mts2 contó con 321 expositores de 20 países, y un total de 11.200 visitantes nacionales y 991 internacionales, de 48 países. 

Acerca de Hitachi Energy Ltd.

Hitachi Energy es un líder global en tecnología que impulsa un futuro energético sostenible para todos. Atendemos clientes en los sectores de servicios públicos, industria e infraestructura, con soluciones y servicios innovadores a lo largo de toda la cadena de valor. Junto con nuestros clientes y socios, somos pioneros en tecnología y facilitamos la transformación digital necesaria para acelerar la transición energética hacia un futuro neutro en carbono. Hacemos avanzar el sistema energético mundial para que sea más sostenible, flexible y seguro, mientras equilibramos los valores sociales mientras equilibramos los valores sociales, medioambientales y económicos. Hitachi Energy cuenta con una trayectoria reconocida y una base instalada sin precedentes en más de 140 países. Con sede en Suiza, emplea 38.000 personas en 90 países y genera un volumen de negocio de aproximadamente 10.000 millones de dólares. 

https://www.hitachienergy.com/latam/es  

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En mayo vence convocatoria del PERTE para inversión en almacenamiento en España

Esta convocatoria tiene como finalidad impulsar el desarrollo tecnológico de las tecnologías de almacenamiento energético, y favorecer el despliegue del mismo.

Esta convocatoria se enmarca en la componente 8 «Infraestructuras eléctricas, promoción de redes inteligentes y despliegue de la flexibilidad y el almacenamiento» del Plan de Recuperación, Transformación y Resiliencia, y, en concreto, en su inversión 1 (C8.I1), Despliegue del almacenamiento energético.

La convocatoria contribuirá a los objetivos 125 y 126 de anexo II de la Decisión de Ejecución del Consejo relativa a la aprobación de la evaluación del plan de recuperación y resiliencia de España, de 6 de julio de 2021, ambos objetivos referentes al despliegue de 600 MW de almacenamiento energético. Adicionalmente, esta orden contribuye al cumplimiento de los indicadores de seguimiento de las Disposiciones Operativas del Plan de Recuperación acordadas por el Gobierno de España y la Comisión Europea, en particular, los indicadores de seguimiento 125.1 y 126.1, ambos relativos al desarrollo de al menos 2 proyectos innovadores de almacenamiento energético.

La Convocatoria destinará 50.000.000 € de ayuda a proyectos de almacenamiento energético con el objeto de avanzar en su desarrollo tecnológico. Para ello, financiará proyectos de desarrollo experimental, que podrían ser prototipos o proyectos piloto, de cualquier tecnología que se encuentre en un suficiente nivel de madurez tecnológica.

Se trata de una de las primeras convocatorias del PERTE ERHA, un completo programa de instrumentos y medidas para desarrollar tecnología, conocimiento, capacidades industriales y nuevos modelos de negocio que refuercen la posición del liderazgo de España en el campo de las energías limpias. Esta actuación se corresponde con la medida transformadora nº 8 del PERTE.

EL PERTE ERHA movilizará una inversión superior a los 16.300 millones de euros, entre aportaciones del Plan de Recuperación y fondos privados. Con carácter general, el apoyo económico se otorgará mediante convocatorias de concurrencia competitiva para seleccionar los mejores proyectos.

Asimismo, mediante el despliegue de este mecanismo de ayudas se avanza en la consecución de los objetivos de la Estrategia de Almacenamiento energético. Entre otros objetivos, se aspira a alcanzar una potencia de almacenamiento de 20 GW a 2030.

Puede consultar la información sobre el PERTE-ERHA en este enlace

Toda la información del Plan de Recuperación, Transformación y Resiliencia aquí

Bases y Convocatoria

BasesOrden TED/1447/2021, de 22 de diciembre, por la que se aprueban las bases reguladoras para la concesión de ayudas para proyectos innovadores de I+D de almacenamiento energético en el marco del Plan de Recuperación, Transformación y Resiliencia.

ConvocatoriaExtracto de la Resolución de 18 de febrero de 2022, del Consejo de Administración de E.P.E. Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía (IDAE), M.P. por la que se aprueba la primera convocatoria de ayudas para proyectos innovadores de I+D de almacenamiento energético en el marco del Plan de Recuperación, Transformación y Resiliencia. Publicada en la Base de Datos Nacional de Subvenciones (BDNS) id: 611334.

Actuaciones subvencionables y cuantía de las ayudas

Serán elegibles los proyectos de I+D de almacenamiento energético que tengan un nivel de madurez tecnológica en estado pre-comercial, medida como TRL, entre nivel 6 y 8, y que, una vez finalizado el proyecto, llegue a TRL 9. Los proyectos deberán ser escalables, y por lo tanto, tendrán que tener una potencia mínima de 1 MW o una capacidad de 1 MWh. Los sistemas de almacenamiento deberán conectarse a la red eléctrica para su operación una vez finalizado el proyecto.

La convocatoria será tecnológicamente neutra; cualquier tecnología será elegible, en la medida en la que se encuentre en el nivel de madurez tecnológica requerido, así como que cumpla el resto de condiciones de la convocatoria.

Se establece una ayuda máxima por proyecto de 15.000.000€.

Las ayudas se concederán como una subvención a fondo perdido que el IDAE podrá adelantar al beneficiario que así lo solicite mediante un anticipo del 80% de la ayuda otorgada, al objeto de facilitar la financiación de los proyectos.

El régimen de concesión será el de concurrencia competitiva, conforme al artículo 22.1 de la Ley 38/2003, de 17 de noviembre, General de Subvenciones y de acuerdo con los criterios de admisión, evaluación y selección establecidos en las bases y en la convocatoria.

La intensidad de ayuda, sobre los costes subvencionables, será como máximo la siguiente:

Los costes subvencionables son los que se especifican en la disposición quinta, cuyo detalle viene especificado en el anexo IX.

Destinatarios

Podrán obtener la consideración de beneficiarios las personas jurídicas y no jurídicas previstas en el artículo 4 y 5 de las bases reguladoras y las obligaciones recogidas en el artículo 6 de la Orden TED/1447/2021, de 22 de diciembre.

Criterios de valoración

Las solicitudes se evaluarán conforme a la baremación establecida en la disposición decimoquinta de la convocatoria. Los criterios de evaluación son los siguientes:

Viabilidad económica: se considerarán los costes unitarios del proyecto así como la menor necesidad de intensidad de ayuda pública.

Características técnicas habilitadoras para la integración de renovables: se valorarán las características que optimicen la presencia de energías renovable en el sistema energético.

Escalabilidad tecnológica y potencial de mercado: se evaluará que la tecnología propuesta pueda ser escalable, con particular atención a la garantía de suministro de materias primas críticas.

Viabilidad del proyecto: se valorará positivamente una finalización temprana.

Externalidades: creación de empleo, contribución al reto demográfico y a la transición justa, participación de pymes, entre otras.

No serán admitidos los proyectos que obtengan una puntuación inferior al 20% de la máxima posible en cada uno de los criterios de “Características técnicas habilitadoras para la integración de renovables”, de “Viabilidad del proyecto” y de “Externalidades”.

El detalle de cómo se valorará cada criterio viene definido en la disposición decimoquinta de la convocatoria.

Plazos de presentación y vigencia del programa

El plazo de presentación de solicitudes se iniciará el día 8 de marzo de 2022 y finalizará a las 12:00 horas del día 10 de mayo de 2022. Transcurrido dicho plazo, no serán admitidas más solicitudes.

Plazos de realización de actuaciones y justificación

El plazo para la realización de las inversiones subvencionables y ejecución de las actuaciones objeto de las ayudas será hasta el 30 de abril de 2026, según establece la disposición séptima de la convocatoria.

Todas las justificaciones de gasto por parte de los beneficiarios acreditativas de la realización de las inversiones y ejecución de las actuaciones objeto de ayuda deberán estar presentadas de conformidad con los plazos especificados en el artículo 25 de las bases reguladoras.

La documentación a aportar para la justificación de las ayudas se establece en el anexo V de la convocatoria.

Garantías

Los beneficiarios que lo soliciten, mediante escrito dirigido a la Dirección General del IDAE podrán disponer de anticipos del importe de la ayuda concedida, siempre y cuando se cumplan las siguientes condiciones:

Deberán constituir una garantía a disposición del IDAE, considerando lo dispuesto en el artículo 27 de las bases reguladoras.

El límite de anticipo a otorgar será del 80% de la ayuda concedida en la resolución definitiva.

Dichos anticipos deberán destinarse exclusivamente a cubrir gastos del proyecto objeto de subvención.

Más información

Para cualquier duda o aclaración, tanto la ciudadanía, como cualquier empresa u organismo público, puede dirigir sus consultas al Servicio de Información a la Ciudadanía en Eficiencia Energética y Energías Renovables (SICER) a través de los siguientes canales: formulario de contacto https://www.idae.es/contacto, correo electrónico ciudadano@idae.es, Fax (91 523 04 14), WhatsApp (910 789 894), o llamada telefónica (913 146 673).

Para consultas sobre temas relacionados con Plan de Recuperación, Transformación y Resiliencia, PRTR, puede dirigir sus consultas al correo electrónico consultas.prtr@idae.es

Recuerde indicar siempre en sus consultas la comunidad autónoma o la provincia de España desde la que nos contacta, por motivos estadísticos y para poder orientar su consulta hacia la información más adecuada.

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Martínez precisó detalles del acuerdo con Bolivia por la provisión de gas para el invierno

Los gobiernos de la Argentina y Bolivia llegaron a un acuerdo para renovar el contrato de los envíos de gas al país. Tal como anticipó la semana pasada EconoJournal y lo ratificó hoy Darío Martínez en un comunicado, el acuerdo prevé que, en el pico de la demanda, durante el período de mayo a septiembre, la Argentina pagará un precio diferencial por el gas de hasta 19,2 dólares por millón de BTU (US$/MMBTU).

Martínez reconoció que las negociaciones se habían complicado y peligraba garantizar volúmenes de importación de gas, que son claves para el abastecimiento en invierno para la Argentina. El titular de la cartera energética afirmó que “el precio promedio que se acordó es altamente conveniente para el país, ronda los US$ 12,18 el MMBTU, cuando el precio internacional del GNL (Gas Natural Licuado) más que lo triplica y el del gasoil, más que lo duplica”. Y añadió que “calculado al precio promedio ponderado obtenido, los volúmenes adicionales conseguidos permitirán un ahorro aproximado de US$ 769 millones y reemplazarán unos 14 barcos de GNL”.

Volúmenes y precios

El convenio ente IEASA (ex Enarsa) e YPFB establece que Bolivia proveerá 14 millones de metros cúbicos (MMm3) diarios de gas en condiciones firmes “durante los meses de este invierno dando prioridad a la Argentina por hasta 18 MMm3/día en total para el periodo de mayo a septiembre de 2022”, según informó la Secretaría de Energía.

En cuanto al precio, el acuerdo estima un esquema donde la Argentina pagará el actual valor vigente en la adenda de 2021, que hoy son entre US$ 7 y 9 por millón de BTU por un primer volumen de hasta 8 a 10 MMm3/día. Mientras que pagará US$ 19.8 por millón de BTU por el resto el gas adicional, que se explica a partir del precio base del gas que hoy es US$ 9 por MMBTU, más un 10,5% del precio del barril de petróleo Brent.

En los hechos, el nuevo esquema compromete a Bolivia a cumplir con el envío de hasta 14 MMm3 diarios en el invierno, a cambio de un precio adicional de US$ 19,8 por millón de BTU. Todo el esquema arroja un precio promedio ponderado que pagará la Argentina por el gas de US$ 12,18 por millón de BTU por el tramo firme del acuerdo.

Abastecimiento para el norte

Martínez resaltó que “los volúmenes acordados permiten garantizar la fluidez del sistema en todo el norte del país, dando certeza a toda la demanda”. Y agregó que “la Argentina y Bolivia han demostrado que la integración energética, respetando los intereses y necesidades de cada nación, es una herramienta que debe afianzarse y da soluciones concretas a ambos países para sus respectivas economías y para sus pueblos”.

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Nueva suba en los precios del gas en Estados Unidos, impulsada por los bajos stocks, la demanda sólida de LNG y dudas sobre la producción

Los precios del gas natural en Estados Unidos registran esta semana un nuevo impulso. En el NYMEX los contratos para el mes de mayo subieron 32 centavos el martes, cerrando en US$ 6,032. En la jornada del miércoles, los futuros para el mismo mes trepan a esta hora un 5,11% hasta tocar los US$ 6.340. Los futuros para junio marcan un precio de US$ 6.399. La tendencia alcista de las últimas semanas se mantiene firme, en un mercado que registra bajos stocks de gas bajo tierra, una demanda sólida de LNG y dudas sobre la producción futura de gas.

De esta forma, se mantiene la tendencia alcista que se viene registrando desde febrero. Los precios no bajan de los 4 dólares por Mmbtu desde el 11 de febrero. A precios actuales, la suba interanual es de casi 200%, pasando de 2 a 6 dólares.

Stocks en niveles bajos

Los datos de stocks de gas explican centralmente la tendencia alcista de las últimas semanas. El último reporte de la Administración de la Información Energética (EIA) de los EE.UU. señala que al 25 de marzo había 1415 bcf en inventarios de gas almacenados bajo tierra. En la comparación interanual representa una baja de 19,7%. Es también un 14,7% menos que el promedio de stocks para esa semana en los últimos cinco años.

Con los stocks en niveles bajos, los compradores están probando por estos días la resistencia del mercado. “Es difícil saber qué tan altos serán los precios del gas natural o si los vendedores intervendrán pronto, pero seguimos advirtiendo que los precios del gas natural tienden a extenderse más de lo que muchos esperan, lo que sugiere que aún podría haber margen para nuevas subas”, informó la firma de consultoría NatGasWeather.

Otros factores que están incidiendo sobre los precios son las dudas por el lado de la producción y la creciente demanda de LNG provocada por la guerra en Ucrania. EIA pronostica que la producción comercializada de gas natural llegará a un promedio de 104.4 bcf diarios en 2022, más alto que en 2021. No obstante, las empresas de exploración y producción enfrentan problemáticas que dificultan la inversión para aumentar e incluso sostener la producción de petróleo pero también de gas.

RBN Energy LLC, una firma que sigue los movimientos de unas 40 firmas de exploración y producción, marca que las empresas delinearon planes en 2022 para aumentar los gastos de capital en un 23% y la producción en un 8%. En el caso de las empresas orientadas al gas natural la previsión de gasto aumenta a 32%. Sin embargo, “las ganancias reales serán significativamente menores”, dijo Nick Cacchione, analista de la firma. “Este nivel de gasto de capital esta un tercio por debajo del máximo de 2018 y es un 56% más bajo que en 2014”, dijo el analista al portal Natural Gas Intelligence.

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Se lanzó el curso Programando la Inclusión que ofrece la Fundación Pampa Energía en Cutral Có, Plaza Huincul y Piedra del Águila

Con la presencia de los intendentes de Plaza Huincul, Gustavo Suarez, de Cutral Có, José Rioseco, de Piedra del Águila (en forma virtual) Julio Hernández, del director de la Fundación Pampa Energía, Pablo Díaz y de autoridades de ambos municipios, se dio inicio al programa de formación e inserción laboral en programación web, dirigido a personas con dificultades económicas que desean insertarse laboralmente en el mundo de la tecnología informática. La Fundación Pampa Energía se une al programa de la Fundación Formar para aumentar el impacto social y educativo en jóvenes que buscan insertarse al mercado formal de trabajo con […]

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Se lanzó el curso Programando la Inclusión que ofrece la Fundación Pampa Energía en Cutral Có, Plaza Huincul y Piedra del Águila

Con la presencia de los intendentes de Plaza Huincul, Gustavo Suarez, de Cutral Có, José Rioseco, de Piedra del Águila (en forma virtual) Julio Hernández, del director de la Fundación Pampa Energía, Pablo Díaz y de autoridades de ambos municipios, se dio inicio al programa de formación e inserción laboral en programación web, dirigido a personas con dificultades económicas que desean insertarse laboralmente en el mundo de la tecnología informática. 

La Fundación Pampa Energía se une al programa de la Fundación Formar para aumentar el impacto social y educativo en jóvenes que buscan insertarse al mercado formal de trabajo con una formación específica.

Ya comenzaron la cursada 58 estudiantes de Neuquén, siendo 30 de Cutral Co, 19 de Plaza Huincul, y 9 de Piedra del Águila. En los meses previos se realizó el proceso de selección de perfiles entre residentes de las tres ciudades para llevar oportunidades de formación y acompañar a jóvenes programadores en su inserción al mercado.

El curso tiene una duración de 10 meses en modalidad intensiva y es brindado por Digital House.

Gustavo Suarez, agradeció a Pampa y su Fundación y afirmó que “la formación es fundamental para que nuestros jóvenes puedan estar incluidos en el mercado laboral, por ello es tan importante este lanzamiento”.

José Rioseco continuó: “Gracias Pampa por saber comprender la realidad de las localidades en las que está presente. Este tipo de capacitaciones es una herramienta muy importante para el desarrollo de nuestra comunidad”.

Julio Hernández también mostró su gratitud con la iniciativa: “Valoro mucho la tarea de formar personas y capacitar, por ello agradezco esta oportunidad para los jóvenes de nuestras localidades”.

Por último, Pablo Díaz, concluyó: “Si no tuviéramos intendentes con la responsabilidad de hacer crecer a su comunidad, no podríamos llevar esto a cabo. Es un gusto hacer este trabajo en conjunto, porque nos permite ser partícipes del crecimiento social de estas ciudades.

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La energía en Argentina, atrapada entre dos fuegos

Es bien sabido que la energía es un insumo básico del desarrollo económico y social de un país. Sin un sector energético ordenado, eficiente y competitivo el país no funciona. Sin energía de calidad no puede haber ni economía nacional robusta, ni sociedad vivible. Sin energía solo hay caos económico y social; y por ende caos político.

El buen político sabe que tener energía de calidad no gana elecciones; pero no tenerla hace perder elecciones y gobiernos. El mal político cree en cambio que regalar la energía suma votos, pero no comprende que el corte y el mal servicio hacen perder elecciones.

Nuestro sistema energético está acorralado y sufre hoy los efectos de dos factores concurrentes: la guerra en Europa y los compromisos asumidos con el FMI que focalizaron en la Energía el ajuste de una macroeconomía desquiciada.

La guerra entre Rusia y Ucrania genera escasez de gas en Europa; y la escasez de gas en Europa provocó una suba de los precios del gas natural licuado (GNL) en el mundo, que multiplicó por 5 los precios del GNL en el periodo de paz. Algo similar ocurre con el crudo.

Esto afecta en forma directa a nuestro país porque, contrariamente a lo que se cree, Argentina es altamente deficitaria en gas natural y necesita importarlo en cantidades crecientes desde que perdió en 2011 su condición de país autoabastecido y excedentario.

El gas natural es el combustible más utilizado, es la columna vertebral de nuestro sistema energético y mal que nos pese el 25% de ese gas es importado y esa importación que en invierno alcanza al 40 % de los suministros proviene de la zona afectada por el teatro de operaciones de la guerra.

En este punto conviene puntualizar lo que los gobiernos se resisten a informar con trasparencia: el gas natural nacional viene recorriendo los 22 años de este siglo con una performance decadente prolijamente ocultada: la producción en 2021 es la misma que la del año 2000; y es 13 % inferior al máximo registrado en 2004. Las reservas comprobadas de gas –el corazón del negocio- descendieron en los últimos 22 años en un 40%, sin que se registren nuevos descubrimientos significativos.

Para este año se estima que las importaciones de gas natural que el año pasado representaron 2050 millones de U$S podrían elevarse este año a unos 5000 millones de U$S. Los dólares escasean y esto hace pensar como mínimo en un invierno con posibilidades de restricciones de suministro; que según como sean administrados, podría alterar la economía o bien el funcionamiento social en el caso de que los cortes sean soportados por la población residencial.

Por otro lado, la cuenta de subsidios energéticos y su evolución en el año y en los años subsiguientes van a ser un indicador del cumplimiento de las metas pactadas con el FMI. El año 2021 el sector energético recibió 11.943 millones de U$S; una cifra de alta resiliencia si se tiene en cuenta que en 2011 el sector recibió 11.804 millones de US$ por ese concepto y unos 133.000 millones en la década.

Esa cifra anual representa 2,6 % puntos del PBI y debe ser reducida de acuerdo a los compromisos asumidos en 0.6% del PBI este año. Eso implica reducirlos a una cifra no mayor de 10.000 millones de US$ en este año cuando todo indica que aumentarán en forma significativa.

En resumen, el sector energético argentino está en el plano táctico del día a día atrapado por una pinza que lo restringe en sus decisiones: por un lado, le complicará la adquisición del gas natural que será mucho más caro por falta de dólares; y por otro será presionado a reducir los subsidios respecto a los del año pasado. Un comentario aparte merece el extraordinario optimismo de la dirigencia política y empresarial argentina y también de parte del periodismo sobre las posibilidades hasta ahora no confirmadas de nuestro potencial gasífero.

Es frecuente oír en conferencias técnicas; artículos de opinión; discursos de funcionarios energéticos que Argentina poseería la “2° Reserva de gas no convencional el mundo”; lo que alimenta la idea a ambos lados de la grieta acerca de que Argentina podría aprovechar la coyuntura de los altos precios del gas derivados de la guerra para realizar exportaciones gasíferas sin precedentes. Se trata de un optimismo infundado que debe ser corregido.

En materia de Reservas Comprobadas, Argentina solo tiene contabilizado oficialmente 214.714 millones de m3 de gas no convencional en Vaca Muerta. Es una cantidad exigua que solo alcanzaría para sostener solo 4 años de consumo Argentina. Esta cifra oficial de reservas constituye un limitante para la firma de cualquier contrato de largo plazo de exportación que Argentina intente firmar de ahora en más. Por otro lado, la necesidad de construir infraestructura del Transporte, liquefacción y puertos impide considerar esta cuestión con seriedad. La certificación de reservas entonces es prioritaria y urgente.

Finalmente, en esta posición desesperada en que se encuentra Argentina de “atrapado sin salida” es conveniente no incrementar los errores cometidos al decidir sin estudios completos obras complejas de infraestructura inútiles: Argentina tiene una pésima performance en la construcción de gasoductos en el último cuarto de siglo. Ningún gasoducto realizado ha recuperado la inversión realizada y algunos ni siquiera han sido terminados: son ejemplos GNEA; el Gasoducto Mesopotámico; y los gasoductos a Chile. La causa no es otra que el haber sido realizados con estudios deficientes y fuera del contexto de una consistente Estrategia Energética nacional.

 

 

Fuente; https://www.clarin.com/opinion/energia-argentina-atrapada-fuegos_0_IkZwgbEn8o.html

 

Información de Mercado

El Gobierno negocia con Bolivia y Brasil para importación de gas

El conflicto entre Rusia y Ucrania trajo nuevos problemas, como el aumento desmedido del precio de los combustibles, y reactivó algunos tantos que venían arrastrándose desde hacía algún tiempo. En Argentina, que venía con inconvenientes de abastecimiento desde hacía algún tiempo, se teme que para el invierno las provisiones de gas no alcancen para cubrir la demanda nacional.

Es por esto que el Gobierno nacional baraja las posibilidades que ofrecen países de la región para sostener la situación. Se está trabajando en un acuerdo tripartito entre Bolivia, Brasil y Argentina para que los dos primeros provean de Gas Natural Licuado (GNL).

Por un lado, se busca lograr que Brasil ceda parte de su cupo de gas de Bolivia a Argentina. El ministro de Economía, Martín Guzmán, y el embajador argentino en Brasil, Daniel Scioli, llevan a cabo conversaciones con do adelante Guzmán y el embajador argentino Daniel Scioli con el almirante de la Armada de Brasil, Bento Costa Leite Albuquerque Lima Júnior, actual ministro de Minas y Energía del vecino país.

Este jueves Guzmán volará a Sao Pablo para reunirse con Costa Leite, previo al encuentro del viernes con Paulo Guedes, ministro de Economía de Brasil, que podría destrabar esta negociación.

A su vez, también este jueves, el presidente Alberto Fernández recibirá al presidente boliviano Luis Arce Catacora, esperando negociar sobre la importación de gas de ese país. “Los presidentes de Argentina y de Bolivia decidieron encabezar ellos mismos la negociación por la provisión de gas para el invierno porque lleva meses trabada y representa un recurso estratégico y esencial para nuestro país”, dijo el canciller Santiago Cafiero a la agencia Télam, al referirse a la visita que hará esta semana Arce a la Argentina.

Los equipos técnicos de las empresas estatales Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) e Integración Energética Argentina (IEASA) discuten desde fines de 2021 la sexta adenda al acuerdo que en 2006 firmaron -por 20 años- los expresidentes Néstor Kirchner y Evo Morales.

El diferendo con el vecino país en materia de provisión de gas se debe a la fuerte caída de los niveles de producción de los yacimientos de Bolivia.

En diciembre último se reeditó la negociación con una propuesta del gobierno de Arce de entregar a la Argentina volúmenes de hasta 9 Mmm3/d. Del lado argentino, la firma estatal IEASA pidió incrementar los volúmenes, lo que derivó en una falta de entendimiento que obligó a prorrogar la adenda que vencía el 31 de diciembre al 31 de enero, y luego al 31 de marzo.

La expectativa está puesta en el encuentro entre los presidentes de ambos países el próximo jueves y la posibilidad de un anuncio que permita asegurar la provisión de gas.

 

Fuente: https://canalc.com.ar/el-gobierno-negocia-con-bolivia-y-brasil-para-importacion-de-gas/

Información de Mercado

“Sabemos que durante el invierno habrá cortes de gas en las provincias del noroeste”

El abastecimiento de gas para el pico de consumo durante los meses de frío en la Argentina está en estado crítico. A la disparada del precio del GNL y la escasez de gasoil se suma que la producción local desde Vaca Muerta no tiene por dónde evacuarse por la falta de gasoductos. Si bien la portavoz del gobierno, Gabriela Cerruti, aseguró la semana pasada que “no va a faltar gas en invierno”, en el sector industrial, que explica alrededor del 30% de la demanda invernal, piensan distinto. EconoJournal entrevistó a Paula Bibini, presidenta de la Unión Industrial de Salta y representante de Uniones Industriales del Norte Argentino (UNINOA), quien advirtió que “son inminentes las restricciones de gas en el sector industrial” y que “se agravará el problema”.

El abastecimiento de las industrias del Noroeste argentino depende de cómo avancen las negociaciones con Bolivia para importar gas desde ese país. En ese plano, se habría un escenario algo más optimista porque el país del Altiplano estaría en condiciones de exportar hacia la Argentina más gas del que se preveía hasta hace algunos días.

Según explicó Bibini, que además forma parte del Comité Ejecutivo de UIA (Unión Industrial Argentina), los sectores más sensibles a la falta de gas son los que tienen procesos continuos y de alta actividad estacional, como los ingenios, cerámicas, tabacaleras, plantas de cueros, químicas, minería y generación eléctrica. “Desde las uniones industriales de la región venimos solicitando al gobierno nacional que nos garantice un cupo mínimo para poder sostener nuestra producción”, enfatizó. Y añadió que, como alternativa a los cortes, “algunas plantas pueden adelantar producción, otras planifican para optimizar al máximo el gas y producir lo mínimo sin tener que parar y otras planean utilizar combustibles sustitutos”.

¿Cómo atraviesan la crítica situación del gas las industrias del Noroeste argentino?

Con mucha incertidumbre, ya que sabemos que van a haber cortes de gas, y son varios los factores que nos llevan a esta situación en el NOA. Comenzando por la baja producción de los yacimientos gasíferos del norte salteño, las importaciones desde Bolivia que fueron recortadas, el retraso de las conexiones al gasoducto de Vaca Muerta y la suba de precios debido a la guerra entre Rusia y Ucrania.

Hasta esta crisis, el precio de provisión estaba sujeto al suministro por la cercanía. Es decir, Salta no recibe gas de Vaca Muerta, entonces no se beneficiaba con el “buen precio” relativo al mercado. En Salta recibimos gas de Bolivia. El tema del precio no nos afecta tanto como la falta de abastecimiento.

¿Se percibe algún faltante?

En estos meses no, pero son inminentes las restricciones y creo que se agravará el problema. El 31 de marzo venció la adenda del contrato de importación de gas desde Bolivia, y se anticipó que no se extenderán los plazos como se venía haciendo, por lo que esto afectará directamente a los procesos industriales, su producción y posterior abastecimiento a los mercados de consumo.

¿Cómo prevén el posible faltante de suministro para los meses de invierno?

Se va a restringir el servicio. Aún no sabemos de qué forma y en qué cantidades, por lo que nos preparamos para los peores escenarios. Ya estamos pensando en la mejor manera de programar la producción, según cada industria, para que estos cortes nos afecten lo menos posible. Algunas plantas pueden adelantar producción, otras planifican para optimizar al máximo el gas y producir lo mínimo sin tener que parar, y otras planean utilizar combustibles sustitutos, pero el tema del gasoil actual también dificulta esa opción.

¿El gobierno nacional o las provincias están coordinando con las cámaras industrias?

En UIA se conformó una mesa de trabajo para tratar el tema del abastecimiento de gas y el uso eficiente de la energía para reducir el impacto negativo del escenario global en la producción y el consumo local durante el período invernal. Se presentaron distintas propuestas para articular esfuerzos desde la demanda y la oferta de energía. Desde las uniones industriales de la región (NOA) venimos solicitando al gobierno nacional que nos garantice un cupo mínimo para poder sostener nuestra producción, de manera de conservar también los empleos, ya que el trabajar por turnos no beneficia ni a las empresas, ni a los trabajadores. Esperamos respuestas y acciones desde el gobierno nacional.

 

Fuente: https://econojournal.com.ar/2022/04/sabemos-que-durante-el-invierno-habra-cortes-de-gas-en-las-provincias-del-noroeste/

 

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Faltante de gas: Argentina negocia con Brasil y Bolivia más provisión para el invierno

El próximo jueves el país recibirá la visita del presidente de Bolivia, Luis Arce, y el viernes Guzmán viajará a Brasil donde abordará reuniones con funcionarios brasileños. En el marco de la suba del precio internacional del Gas Natural Licuado (GNL) a causa de la guerra entre Rusia y Ucrania, el Gobierno nacional inició un acercamiento tanto con Bolivia como con Brasil para “garantizar la provisión de gas” para el próximo invierno. En ese sentido, el embajador argentino en Brasil, Daniel Scioli, anticipó que la Embajada, junto con el ministro de Economía, Martín Guzmán, inició gestiones con el ministro de […]

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La guerra del gas no da tregua: Putin amenaza a Europa con represalias

“Es un arma de doble filo”, advirtió el líder ruso respecto a las declaraciones de algunos funcionarios del viejo continente sobre la posibilidad de nacionalizar activos de Gazprom, la empresa estatal rusa. Adelantó nuevas decisiones contra países “hostiles”. El presidente de Rusia, Vladimir Putin, condenó este martes la “presión” ejercida contra el gigante de gas ruso Gazprom en Europa, advirtió que nacionalizar sus activos será un “arma de doble filo” y adelantó nuevas decisiones contra países “hostiles”, en plena escalada de sanciones por las operaciones militares rusas en Ucrania. “La situación en el ámbito de la energía se agrava debido […]

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La energía en Argentina, atrapada entre dos fuegos

El buen político sabe que tener energía de calidad no gana elecciones; pero no tenerla hacer perder elecciones y gobiernos. Es bien sabido que la energía es un insumo básico del desarrollo económico y social de un país. Sin un sector energético ordenado, eficiente y competitivo el país no funciona. Sin energía de calidad no puede haber ni economía nacional robusta, ni sociedad vivible. Sin energía solo hay caos económico y social; y por ende caos político. El buen político sabe que tener energía de calidad no gana elecciones; pero no tenerla hace perder elecciones y gobiernos. El mal político […]

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Bolivia ofrecerá mayores volúmenes de gas para este invierno

Así lo confirmó este martes el embajador en el país andino, Ariel Basteiro, quien en diálogo con Télam destacó que “la primera visita oficial del presidente Arce a la Argentina tiene como objetivo principal cerrar la negociación”, en ocasión del vencimiento de la quinta adenda al contrato original firmado en 2006. Bolivia estará en condiciones de enviar en los meses de invierno mayores volúmenes de gas natural a la Argentina, por encima de los 14 millones de metros cúbicos que entregó el año pasado, lo que será refrendado en el encuentro que mantendrán el jueves en Buenos Aires los presidentes […]

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Mendoza Activa 3: la segunda convocatoria bate récord de proyectos de inversión: 3.260 en 10 días

El programa de fomento a la inversión supera así los 14.000 proyectos desde su lanzamiento. Construcción, Hidrocarburos y Equipamiento Comercial lideran las iniciativas, priorizando la compra y el trabajo mendocino para mantener activa la rueda de la economía local. Mendoza Activa sigue batiendo récords en inversiones para la provincia: en la segunda convocatoria de la tercera etapa se presentaron 3.260 proyectos, con lo que, desde el lanzamiento del programa, se han superado las 14.000 mil nuevas iniciativas. Este programa, que comenzó a implementarse en 2020 en medio de la crisis de la pandemia y los aislamientos, tiene como principal objetivo […]

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COPADE inició el Ciclo de Capacitación en Energías Renovables

Fue en el marco del Programa de Formación en Empleos del Futuro, una estrategia elaborada por la secretaría de COPADE y el Consejo Federal de Inversiones (CFI), que constituye un eje central del Plan Provincial para el Desarrollo de la Economía del Conocimiento. El secretario de Estado de COPADE, Pablo Gutiérrez Colantuono, participó hoy de la inauguración del Ciclo de Capacitación en Energías Renovables. Estuvieron presentes en el acto de lanzamiento el coordinador del Programa Federal de Formación del CFI, Andrés Weskamp; el referente del Programa Empleos del Futuro, Diego Golombek; la coordinadora de COPADE, Silvia García Garaygorta; la directora […]

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Ante empresarios, Boric intentó dar certidumbre para la inversión y dijo que no venía “a inventar la rueda”

El presidente chileno buscó despejar dudas y habló de una “asociación entre públicos y privados”; lo escucharon representantes de unas 40 compañías argentinas y chilenas “Tenemos la posibilidad de comenzar un ciclo ascendente. Pero no vamos a empezar de cero, estamos comenzando en base a quienes nos precedieron, no vinimos a inventar la rueda”. Ante el repleto salón Libertador de la cancillería, y en el inicio del segundo y último día de visita oficial oficial, el presidente de Chile, Gabriel Boric, buscó dar certidumbre y horizontes de inversión a empresarios argentinos y también de su país, a pocas semanas de […]

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Carlos Damián Mundín: “El actual contexto internacional favorece a todos los proyectos de Oil & Gas”

Frente a la necesidad de ampliar rápidamente la infraestructura energética del país para enfrentar la coyuntura global, BTU apunta a participar en la construcción del gasoducto Néstor Kirchner. Para Mundín, director general de la empresa, sin esa clase de obras será imposible explotar a gran escala las riquezas hidrocarburíferas de Vaca Muerta. A punto de cumplir 40 años de vida, BTU resolvió apostar por el trasvasamiento generacional para afianzar y expandir su colaboración activa con el desarrollo de la infraestructura gasífera de la Argentina. Especializada en la construcción de gasoductos e instalaciones de transporte y tratamiento de gas natural, la […]

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Aranguren alertó que habrá falta de gas en el país los próximos dos años

El ex ministro de Energía Juan José Aranguren dijo ayer que la Argentina va a tener problemas con el abastecimiento del hidrocarburo al menos por los próximos dos años. Esto es debido a las crecientes dificultades para importar este insumo. “Esto obedece a que las distorsiones que se dan por precios internos que están muy desfasados con los precios internacionales”, según su parecer, con el gas natural se está “viviendo la crónica de una muerte anunciada. Tenemos precios superiores a nivel internacional por el conflicto en Ucrania, pero ahora hay un problema adicional: dificultades para importar. Por lo tanto, habrá […]

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La lucha contra el cambio climático podría desaparecer fortunas en hidrocarburos

El impacto económico podría ascender a “billones de dólares”, según afirma IPCC. Estarán complicados los activos relacionados a energías fósiles. A partir de la información que manejan los especialistas, urgen a empresas y países productores a acelerar su transición energética. “Limitar el calentamiento a 2 °C o 1,5 °C bloqueará los activos relacionados con las energías fósiles, especialmente las infraestructuras y los recursos fósiles que no se utilizan”, dicen los expertos del Panel Intergubernamental sobre el Cambio Climático (IPCC) en su último informe, publicado el lunes. Esta noción de activo “varado” o “bloqueado” (del inglés “stranded assets”) surge a principios […]

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Un funcionario económico sería el próximo director de Petrobras

Se trata de Caio Mario Paes de Andrade quien será propuesto como presidente ejecutivo, luego de que otros dos candidatos rechazaron ocupar cargos por conflictos de intereses. El funcionario del Ministerio de Economía de Brasil, ha surgido como un fuerte candidato para dirigir la petrolera de bandera brasileña, después de que el consultor de energía Adriano Pires declinó el nombramiento del gobierno de Jair Bolsonaro, según una fuente gubernamental. La misma fuente afirmó que el ministro de Economía, Paulo Guedes, ha evitado participar activamente en el proceso de selección, pero apoya la nominación de Paes de Andrade dada su defensa […]

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El futuro del litio en América Latina: “Bolivia y Argentina van a trabajar en conjunto”

El embajador argentino en Bolivia, Ariel Basteiro, dio detalles sobre el acuerdo de importación de gas a nuestro país, el trabajo en conjunto con el litio y el avance en la causa judicial por el envío de armas por parte del gobierno de Mauricio Macri durante el golpe de Estado a Evo Morales .

En diálogo con Nora Veiras, Basteiro destacó la importancia de la importación de gas desde Bolivia ya que “para la Argentina la provisión de gas es fundamental para pasar el invierno y para la generación de energía eléctrica”. Asimismo, para Bolivia “es el principal ingreso de divisas desde hace ya muchos años”.

“El tema era que Bolivia estaba con disminución en la producción y en la dictadura de (Jeanine) Áñez hubo casi sabotaje en algunos de los pozos y plantas de gas, y eso hizo que cayera la producción. Por ende, también Bolivia tuvo problemas para enviarnos gas en el último año”, agregó al respecto.

Sin embargo, el embajador puntualizó que hubo un principio de acuerdo entre el presidente argentino Alberto Fernández y el mandatario boliviano Luis Arce por este tema, que se “rediscutirá el próximo jueves”. “Todavía quedan pendientes temas importantes como el volumen final y el precio de ese gas”, dijo.

Además, aseguró que en este acuerdo “no hay un tercer país involucrado”, ya que en algunos medios habían comunicado que Brasil estaba incluido.

Trabajo bilateral en torno al litio

Por otra parte, Basteiro señaló que hay un acuerdo entre ILV y el CONICET para la explotación de litio en Argentina. “Ambos centros de investigaciones van a trabajar fundamentalmente en lo que es la investigación, el desarrollo y proyectos que le pongan valor agregado al litio”, sostuvo.

El trabajo en conjunto entre los dos países se basa en que “Bolivia tiene la mayor reserva (de litio) y Argentina, aunque más reducidas, tiene mejores condiciones de producción”, indicó.

“Por ese mismo motivo, ambos institutos -o ambas empresas- van a trabajar en conjunto para posicionarnos ante el mundo y ante el futuro con un desarrollo propio”, afirmó.

Envío de armas a Bolivia

Por último, Basteiro señaló que la causa por el envío de armas a Bolivia en el gobierno de Mauricio Macri “ya tiene nombre, se llama Golpe de Estado 3” y, además, informó que “está en curso en este momento”.

Asimismo aseguró que esta causa “tomó mucha dinámica” en Bolivia y que prevé que “para fin de año o antes, habrá sentencias para Jorge Gonzalo Terceros Lara y Vladimir Yuri Calderón”.

 

 

Fuente: https://750.am/2022/04/05/el-futuro-del-litio-en-america-latina-bolivia-y-argentina-van-a-trabajar-en-conjunto/

 

 

 

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El Gobierno compró ocho barcos de GNL por US$ 745 millones para el invierno

En la primera licitación importante para conseguir gas de cara al invierno, Ieasa -la ex Enarsa- seleccionó los proveedores de ocho barcos de GNL que llegarán en mayo. Con los precios energéticos por las nubes, Argentina se comprometió a desembolsar más de US$ 750 millones por esos embarques.

El precio que pagará el país oscila entre los US$ 35 y US$ 45 por millón de BTU, la unidad de medida del sector. Para tomar una idea del encarecimiento, ese mismo producto se importó a un promedio de US$ 8,33 durante el invierno de 2021. Los importes casi se quintuplicaron por la invasión rusia a Ucrania, pero ya venían en alza desde antes.

Estos primeros ocho barcos representan menos de una quinta parte de las necesidades de importación de este año. Se estima que el país demandará no menos de 50 barcos desde mayo hasta septiembre.

Si el país tiene que seguir importando a estos precios, el Tesoro tendrá que desembolsar entre US$ 5.000 millones y US$ 6.500 millones, según estimaciones del sector que también circulan en el Poder Ejecutivo. Eso dependerá de la evolución del conflicto en Ucrania y su impacto en los productos energéticos.

Leasa (la ex Enarsa) compró 10 barcos y pagó US$ 181 millones en una de las licitaciones que hizo en 2021. En esta ocasión, pidió menos cargos (ocho), pero los precios se quintuplicaron.

Los proveedores de GNL serán traders internacionales a los que se les suele comprar. La rusa Gazprom presentó una oferta, pero el directorio de Ieasa no la eligió.

Ieasa compra por instrucción de la Secretaría de Energía. Esa dependencia estudia el abastecimiento de gas, y le encarga a la empresa que llame a licitaciones para conseguir el GNL que le falta.

El secretario de Energía, Darío Martínez, le advirtió al ministro de Economía, Martín Guzmán, sobre los peligros de interrupción de suministro de gas en el invierno. Fue en un documento, al que luego Martinez le bajó el tono. El Poder Ejecutivo está pensando en suspensiones del suministro a industrias. Las mismas serían negociadas con las compañías. La idea sería mantener siempre a los hogares con la calefacción necesaria.

Durante el invierno, el país solo produce el 73% del gas que consume. El resto le llega a través de un Bolivia y los barcos de GNL importado.

El Gobierno cree que este puede ser el último invierno con grandes necesidades de importaciones. Los funcionarios estiman que, a mediados de 2023, estará listo el gasoducto que unirá Vaca Muerta con Salliqueló, en la provincia de Buenos Aires. De esa forma, los productores podrían extraer más gas que el actual y trasladarlo.

La formación Vaca Muerta posee reservas de gas que garantizan el consumo de gas por 50 años. Pero las empresas son remisas a sacarlo, porque no tienen como trasladarlo a los principales centros de producción, cómo almacenarlo o venderlo a otros países. Hay un cuello de botella que se busca despejar con el gasoducto.

Hay especialistas que estiman una necesidad de importación de 70 barcos, pero en el Gobierno están evaluando un número menor, porque implica salida de dólares en un contexto de pocas reservas en el Banco Central.

Durante 2021, el Poder Ejecutivo subsidió un 70% del costo del gas en las boletas. Desde marzo de este año rige un incremento del 20%, pero hasta ahora esos ingresos adicionales irán a las distribuidoras, y no al Estado para disminuir subsidios.

Antes de este incremento del 20%, las distribuidoras de gas ya venían notando un incremento de la morosidad, es decir de la cantidad de hogares que no pagan a término. Esas empresas le suelen deber dinero a Ieasa por el gas importado, ya que dicen no poder pagarlo con lo que recaudan en las boletas.

La Secretaria de Energía calculaba que necesitaba $ 210.000 millones para subsidiar las boletas de gas en 2022. Pero esa estimación fue hecha antes de la invasión rusa a Ucrania. En ese momento, el gas importado estaba entre US$ 23 y US$ 24 por millón de BTU. Ahora se comprará en un rango de entre US$ 35 y US$ 45, es decir que es entre 50% y 100% más alto de lo estimado.

En gas, el abastecimiento demandó US$ 3.600 millones en 2021 y ahora treparía por arriba de los US$ 7.500 millones ($ 775.000 millones, según Equilibra).

 

Fuente; https://www.clarin.com/economia/gobierno-compro-barcos-gnl-us-745-millones-invierno_0_rMPigMkvWT.html

 

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Los primeros barcos de GNL del año costaron hasta un 440% más que en 2021

El gravoso escenario que atravesará el país para abastecerse de gas para el invierno 2022 ya dejó las primeras cicatrices en las ajustadas cuentas oficiales luego de realizar las primeras adjudicaciones para la compra de barcos de Gas Natural Licuado (GNL). Según los registros oficiales de Integración Energética Argentina (IEASA, la exEnarsa) Argentina acordó pagar por los primeros 8 buques de gas hasta un 440% más que en 2021.

La reciente adjudicación de barcos fue para abastecer solo la demanda de mayo y la primera semana de junio, con lo cual aún quedan unos 60 buques para licitar. De momento ya se destinaron más de 800 millones de dólares en importaciones de GNL, mientras que en 2021 se pagó un total de 1.100 millones de dólares por todo el invierno.

En detalle, la exEnarsa adjudicó 5 cargamentos de GNL que se descargarán en la terminal de Escobar y otros 3 para la de Bahía Blanca. Los precios máximos fueron de hasta 39 dólares por millón de BTU en el primer caso y en el segundo de hasta 45 dólares.

Si se tiene en cuenta que el año pasado por todos los buques entre mayo y septiembre se pagó un precio promedio de 8,33 dólares el millón de BTU, lo que se ve es un salto en el precio para las primeras compras de un 440%. Aún es incierto si los precios se mantendrán como hasta ahora o tendrán alguna reducción, pero lo más probable es que no varíen demasiado.

Las empresas adjudicadas fueron Naturgy, TotalEnergies, Gunvor, Trafigura y Vitol, con una fuerte presencia de la empresa francesa.

¿Más gas desde Bolivia?


Las extensas negociaciones entre IEASA y la boliviana YPFB continúan con nuevos precios y la posibilidad de incrementar las importaciones. Según fuentes del país vecino, la empresa enviaría unos 10 millones de metros cúbicos durante el invierno a un precio de 10 dólares por millón de BTU, y con la posibilidad de un premio de 10 dólares extra al gas que se adicione sobre ese nivel, es decir un más 125% más de lo que estaba estipulado por contrato.

Con esos valores casi confirmados, ahora se negocia por la posibilidad que Bolivia envíe un adicional de metros cúbicos, aún sin confirmar, que estará sujeto a que Brasil, que tiene prioridad de despacho, tome menos gas del que estaba proyectado. Sin embargo, sería bajo la modalidad de interrumpible.

Lo cierto es que cualquier producción adicional que pueda sumar Argentina del país vecino será una gran noticia y es que, si bien pagará por lo menos un 125% más, está lejos de los 440% que cotizaron los envíos de GNL.

 

Fuente: https://www.rionegro.com.ar/energia/los-primeros-barcos-de-gnl-del-ano-costaron-hasta-un-440-mas-que-en-2021-2227386/

 

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Cuáles fueron las alertas ignoradas por el gobierno que podrían haber mejorado su margen de maniobra frente a la crisis energética

Varias señales de alarma se activaron durante los últimos seis meses, tanto a nivel local como internacional, en relación con la cobertura de la demanda de energía del invierno venidero. El consultor y analista energético Luciano Caratori elaboró un gráfico en el que reseñó dichas variables a lo largo de tres grandes escenarios: el de octubre de 2021, el de diciembre de ese año y el de febrero-marzo de 2022.

Según el trabajo del ex subsecretario de Planeamiento Energético de la Nación, está claro que el actual gobierno desatendió sistemáticamente todas las alertas y así redujo al mínimo su margen de maniobra para afrontar la crisis que se evidencia por la falta de gasoil y la dificultad para asegurar la oferta de gas natural para el invierno.

“Pasamos, primero, de una alerta fiscal vinculada con los subsidios a, luego, una alerta de divisas —si van a alcanzar los dólares para pagar las importaciones— y por último, a una alerta de abastecimiento —de qué magnitud van a ser los cortes—, y estas tres cuestiones se retroalimentan”, advirtió Caratori en diálogo con EconoJournal.

En octubre del año pasado, precisó el especialista, el gas natural licuado (LNG, por sus siglas en inglés) cotizaba a 14,5 dólares por millón de BTU, un valor que ahora suena increíblemente bajo. A su criterio, incluso sin avizorar el conflicto bélico entre Rusia y Ucrania, no era difícil predecir que ese precio subiría en un escenario post-pandémico de alza en los requerimientos de energía. No obstante, las autoridades desaprovecharon esa ventana de oportunidad para licitar una provisión a gran escala del recurso.

Por entonces, evocó, ya flotaba en el ambiente la pregunta sobre el impacto fiscal de los subsidios energéticos en 2022. En plena negociación del país con el Fondo Monetario Internacional (FMI), era esperable la imposición de rigurosas metas por cumplir en torno a la reducción del déficit fiscal. Se trataba de una buena etapa, a su entender, para definir tarifas que permitieran costear una mayor parte de los productos importados o para delinear una política de contracción de la demanda energética que limitara la salida de dólares.

En este sentido, Caratori señaló: “Llover, está lloviendo en todos lados, el problema es que el que sale sin paraguas se moja más. Hay claramente una situación global complicada, pero la nuestra es una situación de mucha vulnerabilidad por los factores que mencioné, que nos son propios”.

Hacia diciembre de 2021, en tanto, la coyuntura puertas adentro estaba signada por la aceleración del proceso inflacionario. A esa complicación se le añadía un precio internacional del LNG lindante a los US$ 35 por millón de BTU, por lo que inexorablemente crecía la amenaza de la falta de divisas. El gran interrogante, según Caratori, era si alcanzarían los dólares para pagar la sangría comercial energética del siguiente invierno.

Sin embargo, cuestionó, se dilataron irresponsablemente los tiempos en la negociación contractual por el gas de Bolivia, no se estimuló lo suficiente la producción gasífera en la Cuenca Austral y la Cuenca del Golfo San Jorge, ni tampoco se gestionó de manera correcta la sustitución de naftas por etanol, entre otros errores.

Amenazas cristalizadas

En el tercer escenario analizado por Caratori, el de los meses de febrero y marzo de 2022, se cristalizaron las amenazas que anticipaban los dos escenarios previos. Terminó de ponerse en juego, a su criterio, la tensión entre la eficacia y la eficiencia; es decir, entre la necesidad política de comprar los volúmenes de energía que cubran una demanda ascendente a cualquier precio, por un lado, y la necesidad económica de cuidar un recurso escaso como las divisas de la mano de un plan de racionamiento del consumo para importar menos gas y derivados, por otro.

Para complicar aún más las cosas, se acrecentó la competencia global por el LNG, se profundizó el declive de la generación hidroeléctrica local y se agudizaron las disputas gremiales con la flamante creación de la Unión de Trabajadores Petroleros de Argentina (UTPA), entre otras dificultades.

Ante la inminencia de la crisis, se pasó del interrogante sobre la magnitud de los cortes en invierno a la pregunta sobre posibles interrupciones en el suministro durante el otoño. Y se acentuó la sospecha de que habrá un retraso en la producción agropecuaria, fruto de la escasez de gasoil, lo que también repercutirá negativamente en la balanza comercial de una economía urgida de dólares.

Sin embargo, el consultor destacó que “todavía quedan elementos accionables, y el foco tiene que estar ahí: hay espacio para mitigar esta situación y también para no agravarla, pero hay procesos que llevan tiempo y ya deberían estar activados. Veo reacciones en algunos frentes esta semana que me parecen positivas, aunque tardías, y quedan cosas por hacer”.

Se llegó, en definitiva, a una situación límite por ausencia de previsión y falta de coordinación en la toma de decisiones. A modo de cierre podría citarse un tuit que el propio Caratori publicó antes de que culmine el pasado mes de marzo. “No es que todo sea tan imprevisible, es que ustedes son poco pesimistas”, sentenció el consultor.

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Colombia publica su hoja de ruta eólica marina para instalar hasta 9 GW

Este portal de noticias adelantó que durante el presente mes de abril se publicaría la ‘Hoja de ruta para el despliegue de la energía eólica costa afuera en Colombia’. Efectivamente, ayer, el Gobierno dio a conocer la versión definitiva (descargar).

Al igual que en su etapa de borrador, la cual recibió más de 280 recomendaciones y sugerencias, la versión final de esta iniciativa propone un despliegue ‘alto’ y ‘bajo’ del posible crecimiento de la eólica marina. La diferencia de cada escenario dependerá de la intensidad con la que el Estado se proponga desarrollarla.

“El escenario alto, asume que la energía eólica costa afuera se desarrolla a escala comercial a través de una licitación o proceso competitivo específico de tecnología dedicada. Para lograr volúmenes significativos en el período 2040-2050, se supone que se debe llevar a cabo un programa importante para construir la capacidad de transmisión necesaria”, indica la hoja de ruta.

Y puntualiza: “Esto demuestra la necesidad de establecer los «componentes del marco regulatorio» antes de que, tanto los proyectos de adopción temprana, como los proyectos comerciales, se desarrollen de manera eficiente y oportuna. Los plazos de desarrollo de aproximadamente entre 5 a 7 años son generalmente alcanzables en mercados emergentes”.

El ejercicio indica que, en 2030, la capacidad eólica marina aumentará en comparación con el escenario de caso bajo de 200 MW a 1 GW, “lo que indica un primer proyecto único más grande o un segundo proyecto de tamaño mediano”.

Para 2040, la proyección del escenario alto es llegar a los 3 GW, “bajo el supuesto de que un proyecto de escala comercial (1 GW) y dos proyectos más pequeños (0.5 GW), o una combinación similar, logren una operación comercial”. “Se requerirán actualizaciones de transmisión dedicadas”, advierte el documento.

Luego, para 2050, el objetivo aumenta entre 6GW a 9GW en total. “Este aumento sustancial supone que se persigue un programa de adquisiciones significativo, requiriendo un desarrollo coordinado de transmisión con posiblemente más proyectos flotantes conectados a través de líneas radiales en las zonas occidental y central”, advierte la hoja de ruta desarrollada con el apoyo del Banco Mundial y del gobierno británico a través de la consultora británica Renewables Consulting Group.

Según indica el Gobierno de Colombia, el recurso eólico costa afuera presenta una estabilidad más alta que en tierra, por lo que permite una mayor generación de energía. “Típicamente un proyecto eólico costa afuera puede generar energía hasta 55% del tiempo, pero en Colombia este valor alcanza casi 70%”, precisan.

Esto se explica, señalan, porque en la Costa Caribe la velocidad del viento es de talla mundial, se supera el promedio mundial y se alcanzan valores de 13 m/s.

Grosso modo, se estima que Colombia tiene un potencial de 50 GW con los proyectos eólicos costa afuera, que pueden traer inversiones importantes al país del orden de US$27 billones, apalancar diferentes eslabones de la cadena de suministro e impulsar el desarrollo portuario.

Desde el Gobierno adelantan que, a principio de mayo, se llevará a cabo una jornada de socialización de las conclusiones de ‘Hoja de ruta para el despliegue de la energía eólica costa afuera en Colombia’, “para así abrir el camino a los primeros desarrollos eólicos costa afuera en Colombia”, confían desde el Ministerio de Minas y Energía.

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Fabricantes perjudicados por el aumento de precios en la cadena de suministro fotovoltaica

Durante el evento de Latam Future Energy en Santo Domingo, referentes de Jinko Solar y Growatt analizaron cómo se vio afectada la industria tras el advenimiento del Covid-19 como pandemia en los últimos años.

Por el lado de la fabricación de inversores, Eduardo Solis, director de Mercadotecnia y Especialista de Producto en Latinoamérica para Growatt, reconoció que han experimentado importantes incrementos en los costos de toda la cadena de suministro lo que se ha traducido en subas de precio en equipos de electrónica de potencia.

«No hay un solo componente que no haya sufrido cambios en el precio durante estos últimos dos años», cuestionó el referente de Growatt.

Y es que, materias primas como cobre y aluminio junto a piezas tales como conectores, desconectadores y microchips continúan en alza. Desde la óptica de Eduardo Solis, parte de esto, se debería a la alta demanda que tienen diversas industrias como la automotriz y la de telefonía móvil por estos componentes.

Tal es así que un punto en contra sería depender del stock de proveedores globales de aquellos componentes constitutivos de inversores que los llevan a una variación del precio que puede ir “desde un 5% hasta un 50%”, siguiendo el análisis del especialista de producto de Growatt.

A aquello adhirió Ricardo Palacios, gerente de Ventas para Centroamérica y el Caribe de Jinko Solar, quien advirtió: “todos hemos sido igualmente afectados”.

Haciendo un repaso del “peor momento” que supo enfrentar la industria en cuanto a costos en la cadena de suministro; Ricardo Palacios indicó que si bien el alza comenzó en todas las materias primas desde un año o más, no fue sino hasta el inicio del último trimestre del año pasado, donde un elemento clave como el silicio experimentó 300% de crecimiento.

Aquello, sumado al incremento del aluminio, cobre, plata, vidrio, etc., indispensables para fabricantes de módulos solares, sorprendió y complicó también a distribuidores de esta industria que adicionalmente se encontraban barreras a la hora de transportar los productos en fletes marítimos destinados para esta región.

Alerta en el sector solar: el transporte marítimo de contenedores llegó a costar USD 20000

“Ha habido algunas otras situaciones que han mantenido ese precio en un punto intermedio alto (…) pero la idea de todos es poder seguir con una cadena de suministro que se mantenga lo más estable posible y caminar desde ese punto, para mantener proyectos activos”, concluyó el gerente de ventas regional de Jinko Solar.

Aquellos comentarios fueron realizados durante el panel “El estado de la energía solar fotovoltaica en México, Centroamérica y Caribe: Nuevos desarrollos y soluciones tecnológicas”. En el cual, participaron referentes de Growatt, Huawei, Jinko Solar, Siemens y Total Eren.

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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Chile extiende el plazo de comentarios acerca del Plan de Expansión de la Transmisión 2022

A través de la Resolución Exenta N°229, la CNE informó que prorroga el plazo para la presentación de propuestas de proyectos de expansión de la transmisión por parte de promotores en el Proceso de Planificación de la Transmisión correspondiente al año 2022.

Ahora, las propuestas de proyectos de expansión por parte de los promotores en el Proceso de Planificación de la Transmisión año 2022 podrán ser presentadas hasta el próximo 9 de mayo, inclusive, dirigiéndose al correo electrónico plandeexpansion2022@cne.cl

En conformidad a lo dispuesto en el artículo 91° de la Ley General de Servicios Eléctricos, las sugerencias deberán cumplir con los requisitos mínimos establecidos en el artículo 108 del Reglamento de los Sistemas de Transmisión y de la Planificación de la Transmisión y en el documento “Descripción Mínima de Proyectos”, que se encuentra disponible en la página web de la CNE www.cne.cl , en “Tarificación” : “Electricidad” : “Expansión de Transmisión” : “Año 2022”

Fundamentos

La fecha inicial para la presentación de propuestas de proyectos de expansión de la transmisión 2022 era hasta el martes 19 de abril. Sin embargo, la CNE indicó la prórroga hasta el 9 de mayo para diferenciar este proceso del de 2021.

Explican que el Proceso de Planificación de la Transmisión año 2021 se encuentra aún en curso, “habiéndose emitido recientemente el Informe Técnico Final (ITF) correspondiente a dicho proceso, aprobado mediante Resolución Exenta N° 165 de la Comisión, de 17 de marzo de 2022”.

“Como puede concluirse de lo señalado, están corriendo simultáneamente los plazos para presentar las propuestas de proyectos de transmisión en el Proceso de Planificación de la Transmisión año 2022 y para la presentación de discrepancias contra el ITF del Plan de Expansión 2021”, advierte la CNE.

Y cierra: “Con la finalidad de evitar los inconvenientes que se pudieran derivar de la situación descrita en el considerando precedente, y teniendo en cuenta además que en ambos procesos de planificación ─2021 y 2022─ los participantes y usuarios e instituciones interesadas son esencialmente los mismos, esta Comisión estima pertinente prorrogar el plazo de sesenta días corridos dispuesto en el inciso segundo artículo 91º de la Ley General de Servicios Eléctricos, para la presentación de propuestas de proyectos de expansión de la transmisión por parte de promotores en el Proceso de Planificación de la Transmisión año 2022”.

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Trina Solar innova en el tamaño de sus módulos solares para alcanzar mayor potencia por panel

Crece la demanda de módulos solares en Latinoamérica y desde Trina Solar continúan preparándose para afrontar los desafíos actuales y futuros del sector energético de la región, a tal punto que piensan tanto en más potencia por módulo como así también en la posibilidad de traer mayor cantidad de equipos en los contenedores, teniendo en cuenta que el costo del flete marítimo se disparó en el último tiempo

Harold Steinvorth, Head DG Latam de Trina Solar, trató estos temas durante el megaevento “Mexico, Central America and the Caribbean Summit 2022” de Latam Future Energy y comentó cómo buscan avanzar en el mercado. 

“Empezamos a innovar con la reducción del tamaño del marco del panel solar, pasando de 35 milímetros a 30 milímetros, lo que nos permite aumentar la capacidad de potencia que empacamos por contenedor”, destacó.

“Además, las celdas de 210 milímetros nos permitió llegar a potencias de 650-655 W por panel, generando un módulo que, si bien su costo per se no será más barato, sí presentará posibilidades de optimización en los costos del equilibrio del sistema (BOS)”, agregó.

Y continuó: “En tanto que también manejamos productos para zonas altas, de vientos fuertes, como el Caribe, donde tenemos módulos con resistencia de carga mecánica mayores al estándar”. 

¿Qué ventajas da estos cambios? Según explicó, les permite ser más competitivos en el mercado fotovoltaico, tanto de la región como a nivel global, de manera tal que con este tipo de avances pueden alcanzar costos nivelados de energía (LCOE) más bajos, que tanto el desarrollador como el cliente final acaparen esos beneficios. 

Cabe recordar que, durante el 2021, Trina Solar confirmó contratos por cerca de 3 GW en módulos fotovoltaicos en Brasil y se convirtió en el mayor fabricante del segmento en dicho país en apenas cinco años, importando suficientes equipos para generar unos 1.500 megavatios (MW) de potencia.

A lo que se debe añadir que aporta 22000 paneles al parque solar de MPC Energy Solutions en Colombia, el cual tendrá una capacidad nominal de 12,3 MW y suministrará 23 GWh a la red colombiana.

Mientras que en Centroamérica y el Caribe aspiran a lograr el 30 % del market share, con el objetivo de convertirse en el top 2 en el corto plazo y luego en el número 1° de los proveedores más relevantes en el sector de generación distribuida, siendo este segmento y el de los proyectos de mediana escala donde más se solicitan sus productos. 

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Cemex se enfoca en proyectos de entre 5 y 10 MW en México

Cemex, empresa multinacional mexicana dedicada a la fabricación de materiales de construcción, es un gran consumidor de energía en aquellos países donde opera. Y particularmente en México ya poseen más de 1000 MW operativos en los últimos quince años, de los cuales el 80% es tecnología renovable. 

Y como empresa siguen una estrategia de descarbonización que tiene el compromiso de alcanzar un 55% de energía limpia al 2030, a partir de fuentes renovables y la recuperación de calor residual de sus hornos. 

Sin embargo, Francisco Con, director de Estrategia Eléctrica de Cemex Energía, reconoció que el panorama de desarrollo en México es “bastante complicado” para la iniciativa privada y las inversiones en este tipo de tecnologías sustentables, debido al cambio de modelo energético que la administración actual prevé, con la reforma eléctrica de AMLO como principal ejemplo. 

Y si bien la propuesta de modificación a la Constitución no pasaría de la Cámara de diputados ante la falta de votos suficientes para su aprobación, el sector energético de dicho país atraviesa un momento de incertidumbre e incluso varias empresas frenaron o retiraron sus inversiones durante el transcurso de este sexenio. 

Es por ello que, desde Cemex hoy en día se concentran en desarrollos detrás del medidor. “Las escalas van de 5 a 10 o 15 MW, dependiendo de la ubicación, que buscan reducir nuestra huella de carbono, estabilizar la base de costos, desacoplar de la fluctuación de los precios de los fósiles y mejorar la calidad de energía”, manifestó el especialista durante la cumbre Mexico, Central America and the Caribbean Summit 2022” de Latam Future Energy.  

“Pero fuera de México tenemos centrales de generación en la región de Centroamérica y el Caribe, en países como Puerto Rico, Jamaica, República Dominicana, Costa Rica, Guatemala y más. Allí, nuestro modelo es analizar las propias necesidades como consumidores, hacer una primera corrida para ver si vemos un caso de negocio para realizar una instalación fotovoltaica o de recuperación de calor”, agregó. 

A partir de ese análisis, y si encuentran un potencial, llevan a cabo una solicitud de propuestas (Request for Proposals – RFP) donde invitan a los diversos desarrolladores locales y examinan opciones de EPC donde CEMEX sea inversionista o bajo un contrato PPA, según explicó Francisco Con.

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Total Eren anunció nuevas inversiones durante el evento de Latam Future Energy

Total Eren amplía su participación en América Latina y el Caribe. Además de su presencia activa con oficinas en Argentina, Brasil y Chile, la empresa suma más de 670 MW de activos renovables en funcionamiento en distintos puntos de la región y va por más.

Con la reciente adquisición de Natural World Energy en sociedad con el Fondo de Energía Sostenible, la empresa concretó su llegada a República Dominicana. Pero aquello no sería todo.

Martin Rocher – Total Eren

Según confirmó Martin Rocher, vicepresidente de desarrollo de negocios en América Latina y el Caribe de Total Eren, esta inversión los llevó a crear su filial local.

“Hoy mismo, estamos lanzando Total Eren Dominicana», declaró el referente de Total Erren durante el evento de Latam Future Energy en Santo Domingo, para un auditorio con más de 400 profesionales del sector presentes el pasado 30 y 31 de marzo.

Fernando de la Vega – Total Eren Dominicana

Así mismo, indicó que Fernando de la Vega será el gerente general en el país e invitó a contactarlo para explorar sinergias e impulsar nuevos negocios.

Su primera tarea ya está definida y será liderar el inicio de obras de su primera planta fotovoltaica de 128 MW a instalarse en la provincia de Azua.

“Lo vamos a construir este año. Es un proyecto importante porque va a representar una de las mayores inversiones extranjeras en República Dominicana en términos de energía solar”, indicó Rocher.

Y agregó como dato no menor: “este proyecto emblemático ya cuenta con un contrato de energía con Edesur”.

Esta incorporación a su cartera realizada con la adquisición de Natural World Energy promete ser la primera de muchos más, no sólo en tecnología solar sino también eólica.

“Es el inicio en la historia de la filial. Queremos hacer más tras escuchar los planes del gobierno. Hay espacio para otros proyectos similares”, concluyó.

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BBVA impulsa en España el autoconsumo fotovoltaico residencial

La llegada de los fondos europeos supone una oportunidad sin precedentes para el impulso del autoconsumo fotovoltaico en España, a nivel empresarial y sobre todo en el mundo residencial. La ‘Hoja de Ruta’ de autoconsumo, publicada por el Gobierno en diciembre del año pasado, busca fomentar la instalación de este tipo de energía en más de 40.000 hogares.

En este sentido, BBVA facilita a sus clientes la posibilidad de recibir asesoramiento y ayuda en la gestión y tramitación de subvenciones destinadas al autoconsumo, almacenamiento y climatización, así como de solicitar soluciones de financiación.

El autoconsumo consiste en el uso de la energía generada por una instalación fotovoltaica para el consumo propio y tiene como ventajas principales una mayor autonomía y una reducción de los costes en la factura eléctrica, además de un menor impacto ambiental.

Por ejemplo, se estima que el ahorro energético de una instalación de hasta ocho paneles fotovoltaicos en una vivienda unifamiliar de 120 metros cuadrados puede alcanzar el 40%, lo que podría cubrir la inversión necesaria para llevarla a cabo, en un periodo de siete a ocho años.

Este plazo se podría reducir en función de las ayudas recibidas y las reducciones en el IBI establecidas por los ayuntamientos, según sea aplicable en cada localidad y/o comunidad.

La escalada en el precio de la electricidad y los incentivos cada vez mayores para la instalación de este tipo de energía están suponiendo un avance exponencial en los sistemas de autoconsumo en España. Según un estudio de la Unión Española Fotovoltaica (UNEF), este crecimiento es especialmente relevante en el mundo residencial, donde casi se ha doblado el autoconsumo doméstico, pasando a suponer el 32% de la potencia fotovoltaica instalada en 2021 frente al 19% en 2020.

Las cifras a tener en cuenta

El Plan de Recuperación, Transformación y Resiliencia de España destinará 660 millones de euros, ampliables a 1.320 millones de euros, a proyectos de autoconsumo energético, climatización con energías renovables y almacenamiento hasta 2023. Concretamente, 900 millones de euros estarán destinados al autoconsumo; 220 millones de euros al almacenamiento detrás del contador, es decir a aquellos sistemas de almacenamiento de energía asociados a consumidores residenciales, comerciales o industriales; y los 200 millones restantes a climatización y agua caliente con renovables.

BBVA quiere estar cerca de sus clientes para fomentar la descarbonización de la economía y la sociedad, favoreciendo el desarrollo de proyectos sostenibles. Por ello, el banco ofrece un servicio de acompañamiento en la adopción de medidas de eficiencia energética, a través de distintos acuerdos de colaboración con socios estratégicos, que incluye un servicio de tramitación de las subvenciones, además de diferentes soluciones de financiación adaptadas a cada proyecto.

Así, los clientes pueden también solicitar a BBVA anticipar la subvención y financiar, si lo necesitan, el importe adicional de la inversión que realicen.

Programa de ayudas

El paquete de ayudas, gestionado por el Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía (IDAE) y que, según las previsiones de dicha entidad, reducirá las emisiones de CO2 en más de un millón de toneladas al año, se articulará a través de seis programas de incentivos que, a su vez, determinan quiénes son los posibles destinatarios o beneficiarios de la ayuda: sector residencial, sector público, tercer sector, sector servicios u otros sectores productivos.

Para los programas de incentivos dirigidos a empresas, independientemente de su tamaño, actividad y sector en el que ejercen la actividad económica, las ayudas se calcularán como un porcentaje sobre el total de costes subvencionables.

Mientras que los programas de incentivos dirigidos a personas físicas, al sector residencial, las administraciones públicas y las entidades sin ánimo de lucro, se rigen por valores fijos unitarios, o “módulos”, que cubrirán parcialmente los costes subvencionables.

Las ayudas pueden suponer aproximadamente entre el 15 y el 45% del coste del panel en el caso de empresas y de hasta un 40% en autoconsumo particular.

Entre otras actuaciones, estas subvenciones cubren la inversión en equipos y materiales, la obra civil, los equipamientos electromecánicos, hidráulicos, de control y auxiliares, los sistemas de gestión y monitorización, y la redacción de proyectos, memorias técnicas y dirección facultativa.

Cómo solicitar las ayudas

Para optar a estas ayudas, financiadas con los fondos procedentes del Mecanismo de Recuperación y Resiliencia, el Gobierno ha establecido una serie de requisitos, condiciones y plazos, recogidos en el Real Decreto 477/2021, de 29 de junio. Estas ayudas serán atendidas por riguroso orden de presentación hasta el agotamiento de los fondos.

BBVA ayuda a que, tanto empresas como autónomos y particulares, puedan tener la máxima información y tramitar la solicitud de forma ágil a través de un servicio,100% digital en los próximos meses, que les permite identificar y gestionar las subvenciones.

En el caso de las empresas, podrán presentar la solicitud de subvención desde la fecha establecida en las convocatorias de cada una de las CCAA.

Por su parte, en el sector residencial esta solicitud podrá realizarse desde la fecha de inicio de la instalación si ésta es posterior a la fecha de publicación del Real Decreto 477/2021, de 29 de junio.

En ambos casos, el período de solicitud finaliza el 31 de diciembre de 2023.

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Endesa gana la primera subasta solar flotante en embalses de la Península Ibérica por 42 MVA

La adjudicación a Endesa supondrá una inversión de 115 millones de euros para desarrollar el primer proyecto para la compañía de estas características.

“Endesa sigue apostando por Portugal, tras el proyecto ganador del Concurso de Transición Justa en Pego, invertiremos en este proyecto innovador de producción renovable como es la solar flotante”, ha señalado el director general de Generación de Endesa, Rafael González.

Se trata de la segunda adjudicación de Endesa en Portugal en poco tiempo, tras el recientemente concurso ganado en Pego y en el que la compañía ya está trabajando.

Se trata de un proyecto que hibrida tecnologías renovables, almacenamiento e hidrógeno verde, todo ello con un alto componente social y que supondrá una inversión de 600 millones de euros.

 

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Guzmán-Huepe y la integración energética de Argentina y Chile

El ministro de Economía, Martín Guzmán, mantuvo un encuentro con su par de Energía de Chile, Claudio Huepe Minoletti, en el marco de la visita del presidente chileno, Gabriel Boric Font. Durante la reunión, se abordaron temas de integración y cooperación energética bilateral, comunicó el Ministerio.

Guzmán y Huepe dialogaron sobre la comercialización de gas natural, la exportación argentina de GNL y petróleo, la rehabilitación del oleoducto Neuquén – Bíobío e intercambio de experiencias. Además, se discutió sobre las mejores prácticas en materia de energías renovables, eficiencia energética e hidrógeno.

Los ministros suscribieron una Declaración Ministerial conjunta y dialogaron sobre las proyecciones del intercambio energético bilateral. 

“El desarrollo energético es transformacional del entramado productivo y económico. Argentina y Chile avanzan en una agenda conjunta que tiene un importante potencial de efectos productivos y de empleo para ambas naciones”, aseguró Guzmán y, en este sentido, destacó “la importancia de la integración energética regional” y señaló que “sería muy valioso que todo el continente sudamericano avance conjuntamente en la integración de nuestros sistemas energéticos”.

Por su parte, Huepe afirmó: “Estamos muy contentos de poder firmar esta declaración porque es una manifestación concreta de cómo vamos a ir avanzando en este esfuerzo de integración entre los dos países en materia energética”.

Del encuentro participaron también la secretaria de Relaciones Económicas Internacionales de la Cancillería, Cecilia Todesca; el secretario de Energía, Darío Martínez; la secretaria Legal y Administrativa del Ministerio de Economía, Rita Tanuz; su par de Asuntos Económicos y Financieros Internacionales, Maia Colodenco, entre otros funcionarios.

Por el lado de Chile, estuvieron presentes el Jefe de Gabinete del ministro Huepe, Iván Zimermann; el subsecretario de Relaciones Económicas Internacionales, José Miguel Ahumada, y el director de ProChile en Argentina, Raimundo Swett.

Asimismo, en forma simultánea a la reunión entre las autoridades, se realizaron encuentros entre empresas argentinas y chilena como YPF-ENAP y la Asociación de Gas Natural de Chile (AGN) y CGC, Tecpetrol, Pampa, Pan American Energy (PAE), Vista, Total, Shell, Pluspetrol, y Wintershall.

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Fundación Pampa Energía impulsa la formación e inserción laboral en Neuquén

Pampa Energía lanzó el curso Programando la Inclusión que ofrece la Fundación Pampa Energía en Cutral Có, Plaza Huincul y Piedra del Águila.

Con la presencia de los intendentes de Plaza Huincul, Gustavo Suarez, de Cutral Có, José Rioseco, de Piedra del Águila (en forma virtual), Julio Hernández, del director de la undación Pampa Energía, Pablo Díaz , se dio inicio al programa de formación e inserción laboral en programación web, dirigido a personas con dificultades económicas que desean insertarse laboralmente en el mundo de la tecnología informática.

La Fundación Pampa Energía se une al programa de la Fundación Formar para aumentar el
impacto social y educativo en jóvenes que buscan insertarse al mercado formal de trabajo con una formación específica.

Ya comenzaron la cursada 58 estudiantes de Neuquén, siendo 30 de Cutral Co, 19 de Plaza
Huincul, y 9 de Piedra del Águila. En los meses previos se realizó el proceso de selección de perfiles entre residentes de las tres ciudades para llevar oportunidades de formación y acompañar a jóvenes programadores en su inserción al mercado.

El curso tiene una duración de 10 meses en modalidad intensiva y es brindado por Digital House.

Gustavo Suarez, agradeció a Pampa y su Fundación y afirmó que “la formación es fundamental para que nuestros jóvenes puedan estar incluidos en el mercado laboral, por ello es tan importante este lanzamiento”.

José Rioseco continuó: “Gracias Pampa por saber comprender la realidad de las localidades en las que está presente. Este tipo de capacitaciones es una herramienta muy importante para el desarrollo de nuestra comunidad”.

Julio Hernández también mostró su gratitud con la iniciativa: “Valoro mucho la tarea de formar personas y capacitar, por ello agradezco esta oportunidad para los jóvenes de nuestras localidades”.

Pablo Díaz, concluyó: “Si no tuviéramos intendentes con la responsabilidad de hacer
crecer a su comunidad, no podríamos llevar esto a cabo. Es un gusto hacer este trabajo en
conjunto, porque nos permite ser partícipes del crecimiento social de estas ciudades.Plaza Huincul.

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YPF refuerza su logística para abastecer gasoil en un contexto de escasez internacional

La energética YPF comunicó que “está haciendo sus máximos esfuerzos de producción, importación y logísticos para sostener la creciente demanda de gasoil en un contexto de escasez internacional de combustibles”.

 La compañía aumentó su oferta de gasoil en el mercado durante el mes de marzo y los primeros días de abril, alcanzando los mayores niveles de oferta de los últimos diez años. Estos números reflejan el compromiso de YPF con los distintos canales y consumidores del mercado.

A partir de la decisión de la conducción de YPF, la compañía va a sumar volumen al mercado durante este mes de abril y el de mayo para contribuir a una mejora de la situación del abastecimiento del gasoil.  

Como acciones complementarias, reforzó su cadena logística para mejorar el nivel de llenado de los tanques en las estaciones y está trabajando con el segmento industrial para acompañar el crecimiento de ese sector (minería, energía, transportes de carga y pasajeros).

“Es importante señalar que el gasoil para la producción agropecuaria está garantizado a través de la red de YPF Agro con su producto Infinia diésel en todo el país”.

YPF sigue de cerca la evolución del abastecimiento de gasoil en el país y está implementando todas las medidas que le permitan aumentar la producción, la oferta del producto y atender a una demanda creciente, reiteró la empresa de mayoría accionaria estatal.

Cabe señalar respecto de la actual situación del mercado de gasoil que en el primer bimestre de 2022 presentó un crecimiento superior al 8 % comparado con el mismo período de 2019 (pre pandemia) y se proyecta que se sostendrá en promedio durante el resto del primer semestre.

Durante los dos primeros meses de este año YPF abasteció al mercado de gasoil conforme su participación histórica y se prevé que continúe haciéndolo del mismo modo.

El principal driver de la demanda de gasoil es el PBI, con un crecimiento proyectado de +3,1% en comparación con el del 2019, que se refleja en una mayor actividad de sectores como el transporte, la minería, el O&G y el consumo de usinas, entre otros.

 Al respecto, la movilidad de vehículos supera los niveles de pre-pandemia en un 10 por ciento, El crecimiento en los canales de Industrias se tradujo en un incremento promedio de +15 %  de la demanda del segmento, y de  +4 % de la demanda global de gasoil durante el primer bimestre de 2022 comparado con el mismo período de 2019.

También se registró un fuerte crecimiento de la demanda de gas oil en  segmentos asociados a la actividad industrial (Minería, Oil & Gas, Usinas) y al transporte de cargas. También ocurrió el incremento de la demanda asociada al transporte de pasajeros, apalancado por la movilidad turística (Previaje) .

Además, ocurrió que el retraso del precio del gasoil frente al resto de los precios de la economía estimula el consumo en el mercado interno y la brecha de precios con los países limítrofes ha generado una demanda extraordinaria, asociada al consumo de vehículos de patente extranjera, en especial en zonas de frontera.

Asimismo, existen otros factores que estimulan la migración de la demanda de otros comercializadores hacia YPF.  Por caso, una reducción de oferta de combustibles por parte de determinados comercializadores: la baja disponibilidad de producto importado y el fuerte descalce entre la paridad de importación y los precios de surtidor locales, promueve el corrimiento de la demanda desde otros comercializadores hacia YPF, que se instrumenta mediante la aplicación de cupos de volumen entregado en las Estaciones de Servicios de algunas empresas de la competencia.

Ocurrió además que se  incrementó la brecha de precios en Retail. Luego del aumento de marzo Shell aumentó la brecha con YPF en gasoil GO2 a nivel país y se posicionó en promedio +4,7 % (al nivel de X10). En el NEA (Chaco, Formosa, Misiones y Corrientes) las brechas en GO2 con Axion y Shell superan +10 por ciento.

Cabe referir también que persiste una creciente demanda de gasoil en un contexto de escasez internacional del producto, alcanzando en marzo de 2022 niveles de venta que no se lograban desde marzo de 2013, momento de mayor venta de gasoil en el país.   YPF reforzó su cadena logística para mejorar el nivel de llenado en tanques de la red de Estaciones de Servicio.

YPF acompañó además el crecimiento de la actividad de los principales segmentos industriales: minería, O&G, transportes de carga y pasajeros. Este sector muestra un crecimiento global del 15 por ciento comparado con 2019, en el primer bimestre del año.

En lo que respecta al segmento Agro, la compañía ratificó en las últimas horas del martes lo anunciado la semana pasada en el sentido de que el gasoil para el segmento de producción agropecuaria “está garantizado en todo el país a través de la red de YPF Agro, con su producto Infinia diesel”.

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Advierten que la balanza comercial energética registrará un déficit de casi US$ 5000 millones en 2022

Un estudio realizado por la consultora Economía y Energía que conduce Nicolás Arceo, uno de los consultores más respetados del sector, advirtió que en 2022 la balanza comercial de energía registraría un déficit de US$ 4.911 millones. Ese número se explica por el fuerte salto que anotarán importaciones de energía, que llegarán a los US$ 12.503 millones, número récord en la historia argentina, en tanto que las exportaciones totalizarán US$ 7.592 millones.

El informe destaca que el aumento de los precios internacionales de los hidrocarburos y la recuperación de la demanda local, sumada a la crisis hídrica y la disminución de la oferta de gas natural proveniente de Bolivia, son las causas del deterioro del balance del sector durante este año.

Arceo manifestó que esta situación “comenzó a visualizarse el año pasado producto del aumento en las cantidades importadas”. Además, consideró que el sector energético implicará en 2022 “una carga sensible sobre el balance cambiario y comercial del conjunto de la economía Argentina”.

Para el análisis se tomó como referencia el escenario macroeconómico que se incluyó en el acuerdo con el Fondo Monetario Internacional.

Fuente: Economía y Energía

Balanza comercial

Desde Economía y Energía explicaron que la insuficiente recuperación de la producción local de gas natural, en especial en la cuenca Austral y del Golfo San Jorge, y los las restricciones en la capacidad de transporte disponible desde la cuenca Neuquina, así como también la inexistencia de incentivos adicionales para la expansión de la producción gasífera en las restantes cuencas (como por ejemplo, ofrecer un precio más caro para el gas producido en la cuenca del Noroeste y del Golfo San Jorge), redundó en la necesidad de importar mayores volúmenes del fluido a precios récord.

La invasión rusa sobre Ucrania presionó aún más sobre el incremento de los precios internacionales de los hidrocarburos. Esto impactó en el valor de las importaciones energéticas, que este año se ubicarán incluso por encima de las de 2013 (US$ 10.100 millones) y 2014 (8760 millones). Sin embargo, a diferencia de esos años, se estima que el volumen de exportaciones sería significativo por el aumento en las ventas externas del crudo, compensando de manera parcial el déficit del sector.

Importaciones y exportaciones

Del total de las importaciones proyectadas para 2022, un 37% corresponderán a las compras de gasoil, que demandarán una factura de US$ US$ 4.623 millones; un 35% a las de GNL, que sumarán unos 4413 millones; y un 8% de gas natural de Bolivia, por US$ 1.056 millones, según las proyecciones de Economía y Energía.

Fuente: Economía y Energía

En cuanto a las exportaciones, un 53% se explicarán por la venta de petróleo por US$ 4.027 millones; un 9% a la nafta virgen por 725 millones; y también, un 9% al GLP por US$ 699 millones.

Por otra parte, el informe de la consultora arrojó que en 2021 las exportaciones del sector energético crecieron un 47% respecto a 2020, mientras que las importaciones lo hicieron en un 121% durante ese período.

En relación con lo anterior, el 75% del aumento de las importaciones de energía durante el año pasado responde al incremento de las compras externas de gas oil (+1.433 millones) y GNL (+952 millones). Estos productos energéticos sumados al gas natural representaron, en los últimos diez años, el 71% de las compras del sector y el 72% en 2021.  

Exportaciones en 2021

Desde Economía y Energía, se exhibió que en 2021 las exportaciones de energía eléctrica representaron el 16% del total. A esto se le añadieron las exportaciones de petróleo, nafta virgen, bunker y GLP que significaron el 84% de las exportaciones energéticas en la última década.

De igual manera, se mostró que las exportaciones de petróleo mantuvieron un incremento que persiste desde 2017, y se sostuvo que en caso de mantener esta tendencia, con estos precios internacionales se podrían incrementar sensiblemente las exportaciones energéticas a lo largo de los próximos años”.

También, se reveló que en 2021 la crisis hídrica en Brasil y la disponibilidad del parque térmico local dieron como resultado un nivel de exportaciones de energía eléctrica que significó 866 MUSD. Desde la consultora consideraron que eso será difícil de replicar en 2022.

Fuente: Economía y Energía

Subsidios energéticos

Por último, se indicó que en caso de que se mantengan las tendencias actuales en cuanto a los precios de la energía, el nivel de subsidios será récord y podría llegar a los US$ 16.756 millones, con lo cual superará el valor de 2015  (US$ 15.753 millones), el máximo anterior.

A su vez, se aclaró que si el PIB en dólares se mantiene estable —comparándolo con los registros de 2021- la incidencia de los subsidios a la energía alcanzaría los 3,4 puntos porcentuales del Producto Bruto.

Fuente: Economía y Energía

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Proyecto MARA-Agua Rica: las claves de un proyecto millonario para producir cobre, molibdeno, oro y plata en Catamarca

Bajo la Alumbrera se encuentra en un proceso de cierre de mina debido al agotamiento de su vida útil. A raíz de esto los accionistas contemplaron la posibilidad generar un proyecto integrado conectando la planta de procesamiento de Alumbrera con el yacimiento Agua Rica que producirá cobre, molibdeno, oro y plata. Durante 2021, se invirtieron 1.300 millones de pesos en el Proyecto MARA-Agua Rica, el cual se encuentra en una etapa de exploración avanzada.

EconoJournal viajó a Catamarca para recorrer las instalaciones de la planta metalúrgica de minera Alumbrera -que actualmente se encuentra en la fase de control y mantenimiento-, accedió a las tareas de revegetación y también visitó Agua Rica, al sur de la sierra de Aconquija. El plan que se trazó para lograr esta integración se basa en la construcción de una cinta transportadora terrestre que conectará los dos puntos y que será la responsable de trasladar el mineral triturado hasta la planta para su posterior procesamiento.

Con esto se quiere disminuir la huella ambiental, dado que no se precisa la construcción de una nueva planta, y poner en marcha un mega emprendimiento industrial a fin de lograr una reactivación socio-económica en la zona.

El proyecto es operado por la empresa canadiense Yamana Gold Inc., que posee una participación del 56,25%. Por su parte, Glencore International AG y Newmont Corporation controlan el 25% y el 18, 75% respectivamente.

Este proyecto integrado en donde se extraerá cobre, molibdeno, oro y plata responde a un modelo sustentable de minería eficiente con eje en el cuidado ambiental. Cuenta con un capital estimado en US$2700 millones durante la construcción, y un capital de sostenimiento de US$ 1500 millones durante la vida útil del proyecto, teniendo en cuenta que la mayor parte de la inversión tendrá que ver con el destape de mina y la construcción de una trituradora y la cinta trasportadora.

Los impulsores del proyecto Mara sostienen que una de sus prioridades es la generación de empleo local, por lo que en la actualidad se brindan distintos cursos de operación maquinaria para las comunidades vecinas. MARA-Agua Rica cuenta con 322 trabajadores, de los cuales un 95% son catamarqueños, mientras que MARA-Alumbrera posee 335 obreros. Se estima que los empleos durante la producción serían de 2.750 aproximadamente y durante la operación 1.100.

Para lograr mayor transparencia, el proyecto desarrolló un programa de puertas abiertas con visitas al sitio, consultas sociales durante el proceso de permisos de exploración y seguimiento, sumado al apoyo de proyectos locales abocados al crecimiento y mejoramiento de la infraestructura de acceso al agua.

Proceso de cierre de mina de Alumbrera

Alumbrera se encuentra en el proceso de cierre de mina debido al fin de su ciclo productivo. Es por esto que todas las áreas que no se ven involucradas en el desarrollo del proyecto integrado deben ser sometidas a esta operación.

Los trabajadores del sector se encuentran realizando la cobertura de las escombreras conformadas por material estéril. El oficial de Medio Ambiente del Proyecto MARA, Nicanor Elizondo, informó a EconoJournal que “se definió hacer el cierre con una cobertura de material benigno y llevar a cabo un plan de revegetación con plantines de especies autóctonas para tener una configuración lo más parecida posible a la que existía en la zona antes de la intervención del proyecto”.

La empresa Yokavil, de la localidad de Santa María, es la encargada de llevar adelante la producción de plantines de especies nativas que se emplean en la revegetación, a los cuales se los somete a fases de adaptación mediante el uso de rusticaderos -zonas de mayor exposición- y la disminución gradual del agua para su posterior trasplante, en donde siguen desarrollándose hasta lograr un ciclo de repoblación natural.

Yacimiento Bajo el Durazno

El yacimiento de cobre y oro Bajo Durazno, que se comenzó a explotar desde 2015 hasta 2018, se utilizará en el proyecto integrado como un dique de agua de proceso, por lo que toda el agua que provenga de Agua Rica se almacenará en ese pit para su posterior envío a la planta de procesamiento, evitando las utilización de agua fresca proveniente de los acuíferos de Campo Arenal.

El ingeniero en Minas Daniel Moreno aseguró que con esta metodología de almacenamiento de agua realizarán “una reutilización en donde el único consumo de agua fresca se utilizaría para el mantenimiento de los equipos” y remarcó que el agua que se guardará en Bajo el Durazno “será ideal para el proceso de concentración de la planta ya que tendrá materiales disueltos que ayudarán a que los reactivos  colectores y espumantes utilizados interactúen mejor con las partículas de oro y cobre, y las afloten”.

A esto se le suma el dique de colas de Alumbrera diseñado para filtrar agua y retener los sólidos formados por mineral sin valor económico. El agua que recupere este dique se recirculará hacia la planta procesadora y allí se reutilizará en el proceso productivo. Desde MARA afirman que más del 70% del agua que precisará para esa tarea se reciclará mediante un sistema de retrobombeo.

Planta de procesamiento de Bajo la Alumbrera

La integración entre Alumbrera y Agua Rica incluye la construcción de una cinta trasportadora de 35 kilómetros junto con un túnel de 5 kilómetros, a fin de conectar ambos puntos. En ella viajará el material triturado desde el yacimiento hasta la planta en donde se completará el proceso mediante la molienda y fluctuación, un tratamiento similar al que era sometido el material extraído en Alumbrera.

El Director de Relaciones Comunitarias e Institucionales de Yamana Gold y presidente de la Cámara Minera de San Juan, Mario Hernández, expuso ante EconoJournal que “las empresas han encarado esta integración de traer el mineral por la cinta y adecuar toda la planta metalúrgica a la cantidad del material que se obtendrá”. Además, aseveró que “se trata de una obra grande que va a necesitar mover entre 120-125 mil toneladas de mineral por día”.

Por su parte, Moreno garantizó que “no hay que cambiar los procesos productivos de Alumbrera para Agua Rica, sólo se precisa una ampliación porque el proceso es más largo”,dado que  Alumbrera llegaba a producir 110 toneladas por día.

Ley de glaciares

Hernández señaló que existe preocupación por el nevado del Candado que se ubica a 10 kilómetros del proyecto,  cuya cumbre alcanza los  5.502 mts. En base a esto, indicó que “la cuenca del río Andalgalá es pluvionival por lo que la alimentación se da a través de lluvia y nieve”,  y aseveró que  “no presenta aporte glaciar porque no hay glaciares en la zona”.

El Instituto Argentino de Nivología, Glaciología y Ciencias Ambientales (IANIGLA) realizó el relevamiento de las geoformas criogénicas –formas de terreno labradas por el hielo- que se encuentran en el lugar e informó sobre la existencia de litoglaciares, es decir, glaciares de roca. Hernández consideró que “la confusión se da cuando se habla de glaciares de escombro porque se interpreta que hay glaciares en la cuenca cuando eso no es así”.

Actualmente, desde el proyecto integrado se encuentran realizando estudios en el Cerro Negro, el cual posee un cuerpo de glaciares de escombros inactivos, a fin de determinar si hay una distribución del permafrost- que es la capa de suelo que se encuentra congelada por un mínimo de dos años con temperaturas de cero grados- con el objetivo de analizar si esos cuerpos son glaciares de escombros fósiles o no.  Para ello, colocaron sensores de suelos que toman la temperatura y llevan un registro. Esta medición se realiza anualmente.

Controles ambientales

Las empresas que conforman Proyecto Mara se encargan de realizar monitoreos ambientales que son exigidos por el Estado, que luego se presentan a la autoridad de aplicación. Según informó Elizondo, encargado de medio ambiente, estos controles los llevan a cabo  “para aumentar la base de datos, teniendo en cuenta los valores históricos que son la base del proyecto y significan la contraprueba en la minería”.

El Ministerio de Minería de Catamarca realiza evaluaciones mensuales junto con los expertos de MARA. Luego comparan los resultados obtenidos sobre la flora, fauna y características del agua de los ríos para asegurar la no afectación del hábitat.

También se separan los residuos que poseen restos de hidrocarburos para evitar la contaminación. Cuando se junta cierto volumen una empresa de Andalgalá los recoge en un equipo especial, autorizado por el área de ambiente de la provincia, y los envía a una compañía local que se dedica a la fabricación de baterías, la cual emite un certificado de disposición final de la totalidad de residuos cumpliendo con lo exigido por la ley.

Además, todos los equipos que precisan hidrocarburos cuentan con una geomembrana para evitar filtraciones en el suelo. Por su parte, los residuos orgánicos se utilizan para generar compost que luego se distribuye a distintas instituciones de Andalgalá para uso agrícola.

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Para descomprimir la crisis por la falta de gasoil, el gobierno aumenta un 25% el precio del biodiesel

La Secretaría de Energía tiene lista la resolución por la cual autoriza un aumento del 25,3% para el mes de abril del precio regulado del biodiesel que se mezcla con gasoil en el mercado local. La medida, a la que accedió EconoJournal, ya está firmada por el secretario de Energía, Darío Martínez y establece un nuevo sendero de precios para el período que va de abril hasta agosto de este año, donde la tonelada llegará a 198.143 pesos. Así, el biocombustible elaborado a base de aceite de soja registrará en agosto un aumento de 38,3% respecto a su valor de marzo, que se sitúa en 143.265 pesos.

La decisión apunta a descomprimir la creciente crisis registrada por la falta de gasoil en varios puntos del país, dado que el biodiesel debería mezclarse al menos en un 5% (Ley 27.640) con el combustible fósil antes de su comercialización, pero esa mezcla no estaba del todo cubierta debido a que los productores habían dejado de entregar su producto en disconformidad con el congelamiento de precio definido por el gobierno.

De hecho, hay un sector del Frente de Todos que evalúa elevar el corte del biodiesel del 5% al 10%, para lo cual es condición sine qua non continuar incrementando el precio del biocombustible en línea con la inflación y la evolución del tipo de cambio. Los productores de pymes de biodiesel también le pidieron al gobierno el mismo porcentaje de corte para contrarrestar la falta de gasoil.

Esquema consensuado

En concreto, el nuevo sendero de incremento de precios que fijó el gobierno es el siguiente: en abril la tonelada tendrá un precio de $ 179.451; en mayo $ 182.143; en junio el valor será de $ 185.785; en julio de $ 194.297; y en agosto concluye con un precio de $ 198.143.

Este esquema de aumentos escalonados se consensuó entre la cartera energética y las cámaras del sector, al igual que el anterior sendero que abarcó los meses de diciembre de 2021, enero, febrero y marzo de este año.

La resolución aclara que “el plazo de pago del biodiesel no podrá exceder, en ningún caso, los 30 días corridos a contar desde la fecha de la factura correspondiente”. La resolución lleva el número 209/2022 y se iba a publicar hoy en el Boletín Oficial, pero distintas fuentes del sector indicaron a EconoJournal que finalmente el gobierno la notificará formalmente mañana.

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Mientras cruje el suministro para el campo, tres cargamentos de gasoil de Cammesa flotan en el Río de la Plata por falta de tancaje

Cammesa, la compañía que administra el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), compró la semana tres cargamentos importados de gasoil y otros tres de fuel oil —seis en total— que deberán arribar al país durante el mes de mayo. La adquisición de combustibles líquidos se suma a la de 18 barcos de gasoil que se concretó a principios de febrero, tal como publicó EconoJournal. En rigor, Cammesa había licitado esta vez la importación de cinco cargamentos de gasoil y siete de gasoil, aunque si bien recibió ofertas por todas las ventanas de entrega especificadas terminó adjudicando la mitad del volumen buscando.  

Directivos de empresas traders y petroleras aún intentan entender cuál fue el racional que utilizó Cammesa —que en los hechos está controlada por el gobierno y en particular, por funcionarios elegidos por la vicepresidenta Cristina Kirchner— para no comprar más cantidad de gasoil y reducir, aunque sea un poco, las importaciones de Gas Natural Licuado (LNG, por sus siglas en inglés), que es mucho más caro. En concreto, el LNG compró IEASA la semana pasada llegó a costar US$ 45 por millón de BTU cuando, en paralelo, Cammesa compró gasoil a menos de 30 dólares.
La pregunta que se desprende, entonces, es la siguiente: ¿por qué el Estado optó por comprar ocho cargamentos de LNG cuando podría haber reemplazado al menos algunos de esos barcos por otros de gasoil cuyo precio es hasta un 35% más barato? Preguntas que evidencian la falta de coordinación hacia dentro del área energética del gobierno, aunque en el fárrago de la crisis seguramente quedarán olvidadas en los próximos días.

Paradoja

Otra escena que también involucra a Cammesa llamó la atención de directivos de la industria petrolera. Sucede que justo está crujiendo la cadena de abastecimiento de combustibles para la cosecha gruesa del agro, mediante la aplicación de cupos de venta y falta de producto en varias localidades del interior del país, la empresa que administra el mercado eléctrico tiene tres barcos cargados de gasoil flotando en la zona alfa del Río de la Plata, frente a las costas de Montevideo, porque tiene cubiertos sus stocks de almacenamiento y no cuenta con capacidad para descargar esos barcos. Así lo confirmaron a este medio fuentes del mercado de combustibles y agencias marítimas.

Los tres cargamentos de gasoil que permanecen flotando a la espera de que Cammesa les dé instrucción de amarre llegaron al país ‘fuera de ventana’, es decir, más tarde que la fecha prevista en el pliego definido por la empresa.

Por eso, Cammesa está exenta de pagar los cargos de demurrage (demora) por la no descarga de ese volumen, que asciende a 150.000 metros cúbicos de gasoil.

Aún así, la escena no deja de ser paradójica: justo cuando falta gasoil en varios puntos del país, una empresa controlada por el Estado tiene sus tanques llenos, a punto tal de no poder acopiar más combustible en sus instalaciones porque sus tanques están llenos. “No me llama la atención (lo que está pasando), compraron mucho gasoil para marzo y las centrales termoeléctricas no consumieron tanto como tenían previsto. Aumentaron mucho la capacidad de almacenamiento (en Ramallo y Campana), pero igual no les alcanza para descargar todo”, explicó un consultor que sigue de carca la situación.

Falta de coordinación

Cammesa no tiene ningún tipo de obligación para garantizar el abastecimiento de gasoil para el mercado mayorista del agro ni tampoco para las estaciones de servicio volcadas al comercio minorista de automovilistas particulares. Su responsabilidad es cubrir el suministro de combustibles líquidos para el parque de generación termoeléctrica. Sin embargo, en el pasado la compañía articuló de forma inteligente con YPF, el mayor jugador del mercado de combustibles, para garantizar el abastecimiento frente a alguna complejidad eventual como la que actualmente enfrenta el país.

Si a la petrolera controlada por el Estado le falta gasoil para cubrir su participación en el mercado (vende casi 6 de cada 10 litros de combustibles), Cammesa podría cederle parte de su stock con el compromiso de que YPF devuelva ese producto cuando las centrales eléctricas lo requieran. Es un intercambio que funcionó en el pasado cuando existía mejor comunicación entre las empresas.

No deja de ser extraño que no se haya aplicado un esquema de ese tipo, porque tanto YPF como Cammesa están controlados por cuadros políticos alineados en el cristinismo. El subsecretario de Energía Eléctrica, Federico Basualdo, es el hombre fuerte de Cammesa y Pablo González es el presidente de YPF. Ambos funcionarios están referenciados en el espacio que conduce la vicepresidenta de la Nación.

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