Comercialización Profesional de Energía

Yearly: 2022

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Canacol Energy Colombia firma contrato con Bolivia para gas con una inversión que supera los 94 millones de dólares

Ayer el Gobierno de Bolivia rubricó acuerdos de exploración y producción de gas natural con la mencionada empresa colombiana. Se prevé que traigan al menos 94 millones de dólares de inversión al sector. Canacol Energy es la mayor compañía independiente de exploración y producción de gas natural convencional “onshore” de Colombia. Armin Dorgathen, presidente de la petrolera boliviana YPFB, anunció que el acuerdo consiste en la perforación de siete pozos donde uno de ellos será exploratorio. “Si todo marcha bien y el pozo exploratorio es positivo se alcanzará una renta petrolera de 423,7 millones de dólares y un incremento en […]

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Brasil empieza a elucubrar subsidios a los combustibles por gran suba de precios de petróleo

Esto ocurre  luego de que los precios mundiales del petróleo se dispararon tras la invasión rusa de Ucrania. El Gobierno de Bolsonaro está considerando imponer un nuevo subsidio al diesel y la gasolina, el anuncio podría darse esta misma semana. El Brent rozó los 140 dólares el barril en la jornada de ayer, el precio más alto desde 2008, debido a que Estados Unidos y sus aliados europeos consideran prohibir el petróleo ruso, en tanto que se debilitaban las perspectivas de un regreso del crudo iraní al mercado global. Un periódico local aseguró que los detalles sobre el programa tentativo […]

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EEUU: Autorizan dar 2,7 millones de barriles de la reserva de petróleo del país a Exxonmobil

La medida es para ejecutar liberaciones, desde noviembre de 2021, en conjunto con esfuerzos coordinados a gran escala para elevar los suministros de combustibles en Estados Unidos. El Departamento de Energía de Estados Unidos afirmó ayer que aprobó el doceavo intercambio de 2.700.000 barriles de la Reserva Estratégica de Petróleo de la nación para su liberación a la compañía ExxonMobil Corp.

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Genneia, la compañía líder en generación de energías renovables en Argentina

Genneia es la compañía líder en la provisión de soluciones energéticas sustentables en Argentina, alcanzando el 24% de la capacidad instalada de energía eólica del país, y el 18% de capacidad renovable, lo que la convierte en la número uno del sector y una de las diez generadoras más importantes de Sudamérica. Con el desarrollo de sus parques eólicos Rawson, Trelew, Madryn, Chubut Norte, Villalonga, Pomona y Necochea, la empresa actualmente cuenta con una potencia de 784 MW en energía eólica; y supera los 866 MW de energía renovable al considerar su parque solar Ullum (82 MW) ubicado en la […]

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El precio del gas se dispara en Europa

El precio del gas natural para entrega en abril sube este martes cerca del 11 %, hasta 235 euros por megavatio hora (MWh), después de que el gobierno de Rusia advierta de que puede responder a eventuales sanciones a su sector energético cortando el suministro a Europa.

La materia prima ha comenzado la negociación en 285 euros el MWh, muy por encima del cierre de ayer (212 euros), aunque poco después ha moderado el alza y poco después de las 10.00 horas cotizaba en 235 euros, el 10,83 % % más, según los datos de Bloomberg recabados por Efe.

El viceprimer ministro ruso, Alexander Novak, dijo esta mañana que «las acusaciones infundadas contra Rusia con respecto a la crisis energética de Europa» justifican represalias por parte de Rusia como imponer un embargo sobre el gas que circula por el gasoducto Nord Stream 1, que cruza el Báltico.

Desde la invasión rusa de Ucrania el gas natural se disparó y en los últimos dos días ha marcado varios máximos históricos, a pesar de que en este época del año su precio suele descender, ya que hay menos demanda por la subida de las temperaturas en el hemisferio norte.

El precio de la materia prima ha pasado de 87,5 euros por MWh antes de la invasión a superar los 200 euros en los últimos tres días. En estas fechas del año pasado costaba 17 euros por MWh.

La UE y EEUU, entre otros países, han adoptado duras sanciones contra la economía rusa tras la invasión de Ucrania, aunque por ahora han dejado al margen el sector energético.

Rusia es uno de los grandes productores mundiales de petróleo y el principal suministrador de gas natural de Europa, sobre todo del centro y el este del continente.

Este fin de semana EEUU y la UE dijeron que estaban estudiando algún tipo de fórmula para aplicar un embargo al petróleo ruso.

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Más de 2300 MW compiten por la prioridad de despacho del MATER

El Mercado a Término de Energías Renovables (MATER) continúa afianzándose como uno de los principales drivers de crecimiento para el sector energético de Argentina. 

La actual convocatoria (correspondiente al cuarto trimestre del 2021) recibió 26 solicitudes de prioridad de despacho por 2.384,93 MW de potencia, donde 16 empresas energéticas buscarán venderle electricidad a grandes usuarios consumidores del país. 

De dichas presentaciones, el mayor porcentaje de capacidad se distribuye entre 10 parques eólicos, por un total de 1414,7 MW de capacidad, seguido de otros 16 proyectos de generación fotovoltaica por 970,23 MW. 

Esta situación llega tras más de tres meses desde la última asignación por parte de CAMMESA (ver enlace) y de que se modificaran fechas límites (en dos oportunidades), condiciones para el desempate e inhibiciones proporcionales en caso de incumplimiento de los plazos, además del recálculo de potencia para todo el sistema. 

En resumen, la región eléctrica de de Comahue – Patagonia – Buenos Aires en la que concentra mayor cantidad de emprendimientos (11) y prioridad de despacho solicitada, dado que los diez proyectos eólicos se presentaron en dicha zona, además del parque solar El Alamito (1,2 MW), acumulando así un total de por un total de 1.415,90 MW (1.184,70 MW en Buenos Aires y 231,20 MW en Comahue).

Mientras que las otras quince plantas fotovoltaicas se ubicarían en la región Centro – Cuyo – Noroeste Argentino (454,40 en el NOA, 410,23 en Cuyo y 104,40 en el Centro).

Incluso, varios titulares de la actual convocatoria ya habían pedido prioridad de despacho en el tercer llamado del 2021 del MATER, como por ejemplo la compañía PCR con el P.E. Vivorata (399 MW – el más grande que se presentó), RP Global con el P.S. Raigones (130 MW), Genneia con el P.S. La Elbita (103,5 MW) e YPF Luz con el P.E. Los Aromos (168 MW) y el P.S. Zonda I (100 MW), entre otros. 

Sin embargo, es preciso recordar que si bien CAMMESA confirmó más capacidad de transporte disponible para proyectos renovables, no alcanzará para todos los oferentes, debido a que sólo hay 150 MW en la primera zona mencionada y 250 MW en Centro – Cuyo – NOA, según el último reporte de la entidad. 

Por lo que posiblemente todas (o casi todas) las centrales irán a mecanismo de desempate por el mismo punto de interconexión, el cual sufrió modificaciones a principios del corriente año. Allí se deberá presentar un factor de mayoración en un sobre cerrado, que será aplicado a los pagos de reserva de prioridad de despacho. Y esto significa que aquel proyecto que presente la mejor propuesta económica será adjudicado en la convocatoria del MATER.

El miércoles, CAMMESA informará aquellos emprendimientos que requieran realizar un desempate por potencia insuficiente y el 29 de marzo se hará el acto de presentación de información requerida para desempate. En tanto que la adjudicación se llevará a cabo el dos días  más tarde.

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

A varios días de haber finalizado el Parlamento Abierto de la reforma eléctrica propuesta por Andrés Manuel López Obrador, la Comisión Federal de Competencia Económica puso la lupa en la iniciativa y envió al Congreso de la Unión la recomendación de no aprobar la modificación de los artículos N° 25, 27 y 28 de la Constitución de México. 

¿Por qué? Desde la óptica del organismo aseguran que, de aprobarse, se modificará el actual modelo de competencia en la generación y suministro de electricidad y, por ende, habrá un monopolio constitucional estatal y no regulado, lo que se vería reflejado en un aumento en los costos de producción de la energía. 

“Adicionalmente, el cambio de modelo aumentaría los costos de las empresas, que son consumidoras de electricidad, lo que a su vez podría llevarlas a cobrar precios más altos por los productos finales que adquieren las familias, reduciendo su poder adquisitivo”, añade el documento. 

COFECE también remarcó la falta de mecanismos para asegurar la electricidad generada, sea por Comisión Federal de Electricidad o privados, y consumida sea la menos costosa; y de medidas para promover la inversión en fuentes limpias y más baratas. 

“La monopolización del abastecimiento de energía eléctrica elimina la presión competitiva que motiva a la CFE a disminuir sus costos y ofrecer mejores condiciones de servicio a sus usuarios (…) Tampoco contiene mecanismos para asegurar que la CFE desarrolle y mantenga la capacidad de generación necesaria para atender en todo momento al menos el 54 % de la demanda presente y futura del país con sus propias plantas”, se agrega. 

E incluso detalla que hasta se podría violar la propia reforma a la carta magna si en algún momento se debiera adquirir más del 46% de la energía proveniente de privados por la incapacidad de CFE de para cubrir la demanda con su propia generación, o dejar a ciertos usuarios sin servicio eléctrico o racionar el consumo para no llegar a dicho punto. 

Por otro lado, el archivo que firmaron los comisionados Brenda Gisela Hernández Ramírez, Alejandro Faya Rodríguez, José Eduardo Mendoza Contreras y Ana María Reséndiz Mora y por el secretario técnico de COFECE, Fidel Gerardo Sierra Aranda, apunta a la infraestructura eléctrica y la ausencia de estímulos para su desarrollo: 

“La iniciativa no solo elimina la posibilidad de contratar integralmente el servicio de transmisión o distribución, sino también el esquema de incentivos para que la CFE mantenga costos bajos y sea rentable en dichos servicios”. 

Así como también la negativa para recurrir al sector privado para el financiamiento, instalación, mantenimiento, gestión, operación y ampliación de la infraestructura, algo que el marco legal vigente permite, siempre y cuando CFE no haya cumplido con su ejecución. 

Mientras que en lo referido al segmento tarifario, la Comisión Federal de Competencia Económica explicó que la eliminación de todas las tarifas a lo largo de la cadena podría habilitar subsidios cruzados a través del cobro de tarifas finales más altas a ciertos usuarios y en la cadena de generación. 

“Y permitir a un monopolio determinar sin supervisión ni transparencia sus propias tarifas, podría resultar en la fijación de precios monopólicos, tarifas no basadas en costos e incluso con sesgo político, o tarifas subsidiadas”.

La consecuencia sería el desarrollo ineficiente del sector hacia el futuro, lo que comprometería el abasto de electricidad en las mejores condiciones, afectando la competitividad de las empresas y el bienestar de las familias, así como el propio crecimiento de la economía mexicana”, concluyó. 

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Jobet advierte sobre tres grandes desafíos en energía para los próximos 4 años en Chile

Ayer, el Ministerio de Energía hizo un evento sobre el balance de gestión 2018-2022. Uno de los interrogantes planteados por el público tuvo que ver con los desafíos que le quedarán en materia energética a Chile para los próximos 4 años.

“Tenemos varios”, señaló el titular de la cartera, Juan Carlos Jobet. “El primero –opinó- es que cuidemos lo que hemos hecho y mantengamos la visión común sobre el sector energético como una política de Estado”.

De este modo, el funcionario sugirió al gobierno entrante de Gabriel Boric de continuar y profundizar las políticas desplegadas desde el 2018.

En concreto, Jobet destacó la gran incorporación de fuentes de energías renovables a la matriz eléctrica cuyo fin último es alcanzar la Carbono Neutralidad al año 2050.

A enero de este año, Chile registra una matriz eléctrica compuesta en un 33% de fuentes de energías renovables no convencionales: 9.439 MW sobre 28.159 MW totales.

En esa línea, el ministro precisó que hay 409 proyectos en construcción, por 11.841 MW, la mayoría de ellos correspondientes a energías renovables no convencionales. Dentro de esa proporción, también se destacan líneas de transmisión, que en conjunto recorrerán 1.140 kilómetros.

Además, Jobet recordó que estos proyectos vienen para reemplazar las 28 centrales a carbón (por 5.000 MW) que deberán cerrar todas al año 2040, aunque se está adelantando la meta para el 2030. Hasta el momento, indicó el funcionario, se retiraron 5. Según el cronograma, el 65% de las centrales cerrarán al 2025.

Por otra parte, el funcionario puso como segundo eje uno de corto plazo: atender la exigencia que está generando al sistema eléctrico la fuerte sequía, que debilita las reservas hidroeléctricas.

“El trabajo conjunto de todos los actores va a ser esencial para poder seguir llevando la energía a todos los hogares en los próximos meses”, observó al respecto.

Finalmente, Jobet remarcó que, para continuar fomentando el crecimiento de las energías renovables variables, habrá que preguntarse “cómo incorporamos flexibilidad al sistema”: complementando la energía eólica y solar con otras de base, incorporando almacenamiento a partir de baterías y desarrollar la capacidad de transmisión permitiendo mayor resiliencia.

Hidrógeno verde

Durante el Balance 2018-2022, Jobet manifestó que la Estrategia Nacional de Hidrógeno Verde se pone “metas muy ambiciosas” pero que durante el 2020 y 2021 se llevaron a cabo iniciativas en busca de poder lograrlo.

“Tenemos que tener 5 GW de capacidad de electrólisis en desarrollo al 2025; ser el productor de hidrógeno verde más barato del mundo al 2030; ser uno de los mayores exportadores al 2040”, recordó el ministro de Energía.

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Marcan “incompatibilidades” y retos que urge resolver para impulsar más renovables en Puerto Rico

En el marco de la Vista Pública de la Comisión de Proyectos Estratégicos y Energía Asunto RS 270, el senador Javier Aponte Dalmau, presidente de dicha Comisión, cuestionó las medidas que irían en contra de nuevas inversiones solares y eólicas en la isla, pidió mayor claridad en sus decisiones a los ejecutivos de la Autoridad de Energía Eléctrica (AEE) y fue contundente al señalar los “grises” en el debate por la RSA. 

“Parece incompatible la política pública de la Ley 17 versus lo que busca el acuerdo plasmado en el último RSA”, expuso el senador Aponte Dalmau. 

Y consideró que inicialmente “desalienta la inversión a nivel comercial e industrial del desarrollo de proyectos de energías renovables”. 

A aquella Vista realizada en el Salón iguel A García el día jueves 3 de marzo, asistieron el director ejecutivo de la AEE, Ing. Josué Colón Ortiz, y el presidente de la Junta de Gobierno de la AEE, Fernado Gil Enseñat

Durante su deposición, ambos referentes de la AEE sostuvieron que la AEE no sólo no favorecería la implementación de un impuesto al Sol que desaliente inversiones de autogeneración renovable en Puerto Rico, sino que por el contrario estaría trabajando en pos de resolver barreras que hoy impiden el desenvolvimiento del sector de modo tal que se acelere la incorporación de energías renovables en distintos segmentos del mercado. 

No obstante, aclararon que la AEE sigue inmersa en un proceso de quiebra y que la infraestructura de generación y transmisión se deberá ajustar y modificar para que esa inyección de energía renovable pueda ser posible. 

En tal sentido,  Ing. Josué Colón Ortiz, aclaró que enfrentan grandes retos técnicos y económicos frente a la variabilidad de fuentes como eólica y solar:

“En el rato que hemos estado aquí, lo que está produciendo energía renovable ahora son cerca de 179 MW frente a los 253 MW que hay instalados”, repasó.

Y como respuesta señaló: “hay que hacer una inversión de capitales extraordinaria en la red de transmisión y distribución y los elementos que la componen para poder admitir esa cantidad de energías renovables. Igualmente, las unidades generatrices se tienen que modificar para que puedan ser compatibles con esa intermitencia y puedan responder antes de variaciones de la producción de energía”. 

Por su parte senador Rafael Bernabé, del partido Movimiento Victoria Ciudadana, durante la breve pero importante intervención que tuvo en aquella Vista, alertó que de no resolver la deuda de la AEE y acelerar la incorporación de renovables, no se alcanzarán las metas fijadas por Ley: 

“Tenemos unos objetivos fijados por ley para el 2025 que no se van a cumplir”.  

“Me parece un escándalo que en el 2019 nosotros hayamos establecido unas pautas por ley, que hoy se nos diga que eso no se va a cumplir y que nosotros no hagamos nada al respecto (…) La peor reacción sería que vayamos a cambiar la meta, porque eso sería tolerar el incumplimiento”, continuó. 

Y de allí, propuso: “hay que discutir qué fue lo que no se hizo y porqué no se hizo porque repito si no remediamos eso, vamos a llegar al 2030 y vamos a seguir diciendo que no se hizo lo que había que hacer”. 

En respuesta, el director ejecutivo de la AEE, Ing. Josué Colón Ortiz, depuso:

«No podemos asegurar que al 2025 vayamos o no a tener el 40% de la producción de energía renovable en operación comercial que haya reemplazado generación fósil».  

“Pero sí puedo decir que vamos a continuar todos los esfuerzos que tenemos con el Negociado de Energía para tratar de alcanzar esas metas del 40% al 2025. En esa dirección estamos, por eso empujamos que los proyectos que se acaban de aprobar pasen por el crisol del operador privado Luma, a la brevedad posible y que tengamos el cuadro completo de lo que implica el costo del kW; y así, podamos llevarlo ante el Negociado y la Junta de Supervisión Fiscal para su aprobación final y posterior firma de contratos”. 

Al respecto, es preciso recordar que en el pasado mes de febrero, el Negociado de Energía de Puerto Rico aprobó mediante Resolución y Orden la construcción de dieciocho (18) proyectos para el almacenamiento y generación de energía fotovoltaica en el archipiélago de Puerto Rico por un total de 844.8 MW.

Ahora bien, los mismos -que resultaron “ganadores” del primer tramo de Solicitudes de Propuestas (RFP, por sus siglas en inglés), aún no firmarán contrato hasta que reciban la aprobación final, tal como lo indicó el director ejecutivo de la AEE. 

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Plantean canjear 6000 millones de dólares de deuda por acción climática en el Caribe

Alicia Bárcena, secretaria ejecutiva de la CEPAL, presentó el quinto informe sobre el progreso y los desafíos regionales de la Agenda 2030 para el desarrollo sostenible de América Latina y el Caribe, denominado: Una década de acción para un cambio de época. 

“No necesitamos un granito de arena, necesitamos un alud de rocas”, alertó la referente de la CEPAL sobre las medidas pendientes de los ODS, frente a representantes de 33 países de la región durante la inauguración de la Quinta Reunión del encuentro intergubernamental del Foro de América Latina y el Caribe 2030.

A través de un «semáforo» que delata el estado actual de los compromisos frente a los ODS, la CEPAL advirtió que sólo un tercio (32%)  de las 111 metas están en la trayectoria y ritmo adecuados para lograr su cumplimiento. 

“En un 68% de las metas vamos pésimo», sinceró Alicia Bárcena. 

Aquella valoración se desprende del análisis que un 22% de las metas tendrían una tendencia en retroceso y un 46% aún son insuficientes para alcanzar las metas. 

El Objetivo de Desarrollo Sostenible 7 (ODS7) destinado a «Garantizar el acceso a una energía asequible, segura, sostenible y moderna para todos» sería uno de los que mejores resultados arroja. 

Sin embargo, se cuestionó que como parte de la recuperación postpandemia muchos países estén volviendo al modelo de explotación minera y petrolera ante la suba de la demanda y el alza de precios actual.  

“Resulta que la recuperación sigue el modelo que ya había demostrado sus limitaciones estructurales. Muchos países siguen yendo al extractivismo, por el precio de las materias primas están esperando que por ahí sea la recuperación”, puso en duda Alicia Bárcena. 

Y, en tal sentido, subrayó la necesidad de actuar ahora e impulsar aquellas medidas que sí llevarán a una recuperación sostenible. 

Como respuesta inmediata para los países del Caribe, se refirió al programa Caribe First. 

“El canje de deuda por acción climática es una posibilidad que tenemos a la mano”, proclamó la secretaria ejecutiva de la CEPAL. 

“Hemos propuesto que se reduzca el 12% de la deuda de el Caribe. Estamos hablando de 6 mil millones de dólares que no es mucho, para crear un fondo de resiliencia del Caribe para la adaptación”, planteó.  

Aquello intentaría resolver los números en rojo que aquejan a la región, sus ciudadanos y a las actividades productivas que aquí se desarrollan. 

En términos de deuda en América Latina y el Caribe «estamos muy mal», valoró la secretaria ejecutiva de la CEPAL argumentando que nuestra región es la que tiene más deuda en el mundo en materia de desarrollo.

“Somos la región más endeudada pero además somos una región, sobre todo el Caribe, que está pagando altísimos costos del servicio de la deuda total”. 

Repasando los porcentajes de deuda en la década pasada, la CEPAL señala que entre los países más complicados 15 se encuentran en el Caribe. Siendo más preocupante la situación de Jamaica con un 61,1% del ingreso del gobierno al servicio de la deuda total. 

Entre otros números en rojo, la inflación es otro indicador que tiene a todos bastante preocupados, sobre todo en los precios de alimentos y energía que impacta a los hogares más pobres. 

En respuesta a esto, la CEPAL señaló que los bancos están subiendo rápidamente las tasas de interés para poder contrarrestar este problema y lograr una convergencia hacia el cumplimiento de las metas de los bancos centrales hacia finales del 2022, pero «nada de eso está asegurado». Se trataría de un fenómeno complejo ya que una sobrerreacción puede comprometer el crecimiento y la recuperación del empleo, mientras que una reacción «tímida» puede inducir a una aceleración de la inflación. 

Finalmente, al mencionar la evolución del PIB, se refirió a una dura caída del -6,8% en toda América Latina y el Caribe durante 2020 -la más baja en todo el mundo- y a una «efímera euforia» durante 2021 que significó un reflote del 6,2%. Ahora bien, este año el escenario sería un tanto más complejo significando sólo un 2,1% a favor, pero manteniéndose como el menor incremento en un estudio comparado con otras regiones del mundo. 

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En medio de la crisis del gas ocho empresas anuncian proyecto para almacenar energías renovables en España

Formado por el Grupo DAM, Engie (PA:ENGIE), Sorigué, Hidroquimia, Tyris AI, H2B2, Aiguasol y Exolum, ‘Regenera’ busca utilizar estos combustibles verdes para generar calor, electricidad, usar como precursores de otros químicos o en el transporte para impulsar la movilidad sostenible, empleando la inteligencia artificial para optimizar la utilización de los recursos energéticos.

La investigación, que tiene una duración de 40 meses, parte de la idea de que en 2050 la energía proveniente de fuentes renovables crezca del 25 % actual al 86 %.

«La principal características de las energías renovables (eólica, solar) es que dependen de la naturaleza, por lo que su producción tiene variaciones, lo que hace necesario reforzar su seguridad de abastecimiento no solo con combustibles fósiles sino con sistemas de almacenamiento energético», explican las empresas participantes en el proyecto.

Así, la integración de sistemas de almacenamiento para equilibrar la generación y la demanda es fundamental para acelerar la descarbonización del sistema energético y alcanzar los objetivos marcados por la Comisión Europea en el Green Deal y cumplir los Acuerdos de París.

De esta manera se reduciría la dependencia de los combustibles fósiles, mejorando la integración y la gestión de las energías renovables, además de disminuir costes y aumentar la competitividad de los combustibles renovables.

El proyecto ‘Regenera’ investigará cómo disminuir el coste del almacenamiento y aumentar la competitividad económica de la producción de combustibles renovables.

‘Regenera’ está financiado con fondos procedentes del plan de recuperación para Europa Next (LON:NXT) Generation y forma parte del Programa Estatal de I+D+i «Misiones Ciencia e Innovación» del Centro para el Desarrollo Tecnológico Industrial (CDTI).

Dentro de este consorcio multisectorial participan 6 centros de investigación de excelencia que esperan escalar los resultados de este proyecto a nuevos programas internacionales.

Los centros son el Instituto de Tecnología Química (ITQ), el Instituto Tecnológico de la Energía (ITE), el Instituto de Telecomunicaciones y Aplicaciones Multimedia (iTEAM), el Centro Tecnológico Leitat, el Instituto de Investigación de la Energía de Cataluña (IREC) y el Instituto Imdea Agua.

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Vestas frena cuatro proyectos de energía eólica en Rusia

Vestas ha estado desarrollando desde septiembre los cuatro proyectos – Novoalekseevskaya, Grazhdanskaya, Ivanovskaya y Pokrovskaya – con una capacidad total de 253 megavatios encargados por un consorcio entre Fortum de Finlandia y Gazprombank de Rusia.

Sobre la base de un acuerdo marco firmado en 2017, Vestas recibió un pedido por un total de 253 MW para cuatro parques eólicos separados en Rusia del Fondo de Desarrollo de Energía Eólica (WEDF), un fondo de inversión conjunta creado por OOO Fortum Energy y RUSNANO.

Los proyectos, Novoalekseevskaya, Grazhdanskaya, Ivanovskaya y Pokrovskaya, han sido desarrollados por WEDF tras la adjudicación del fondo de 1 GW en la subasta de energía renovable de 2017 en Rusia.

Los proyectos Grazhdanskaya, Ivanovskaya y Pokrovskaya están ubicados en el suroeste de Rusia, cerca de la ciudad de Samara. Las entregas de turbinas para estos tres proyectos están previstas para el segundo trimestre de 2022 y la puesta en servicio completa se prevé para finales de 2023.

El proyecto Novoalekseevskaya está situado en el distrito de Kotovsky de la región de Volgogrado, y verá las turbinas entregadas en el tercer trimestre de 2021, con la puesta en servicio del proyecto vence en el segundo trimestre de 2022.

 

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En abril Colombia publicaría sus bases para desarrollar parques eólicos offshore

La Alcaldía de Barranquilla anunció que firmará un memorando de entendimiento con una filial de Copenhagen Infrastructure Partners (CIP) para desarrollar el emprendimiento, que contará con 350 MW.

“Vamos a firmar un memorando de entendimiento para la construcción del primer gran parque de generación de energía eólica marina de Colombia, de más de 350 MW, que estará ubicado cerca de Barranquilla”, destacó el alcalde Jaime Pumarejo.

El convenio se llevará a cabo con la empresa Copenhagen Infrastructure New Market Fund I K/S, filial del fondo de inversión CIP y se celebrará en el marco de la conferencia anual de energía CERAWeek, llevada a cabo en Houston, Estados Unidos, anunció Pumarejo.

Según pudo saber Energía Estratégica, durante el día de hoy el Gobierno de Colombia dará mayores precisiones sobre este acuerdo, también durante la CERAWeek.

De avanzar en un tiempo relativamente rápido, este parque eólico marino podría ser el primero en su tipo de Latinoamérica en entrar en funcionamiento.

Sin embargo, y para ello, el Gobierno de Colombia deberá publicar primero la versión definitiva de su ‘hoja de ruta despliegue de la energía eólica costa afuera en Colombia’ (ver borrador). Fuentes confían a este medio que ese hito se dará durante el mes próximo.

Cabe destacar que este ejercicio propone hacer foco sobre ocho temáticas que permitan el correcto funcionamiento de esta tecnología: Objetivos de volumen y visión; Concesiones, consentimientos y permisos; Conexión a la red y planificación de la transmisión; Infraestructura Portuaria; Desarrollo de la cadena de suministro; Financiación; Ingresos; y Salud, Seguridad y Educación.

Dos escenarios: ‘bajo’ y ‘alto’

El borrador de la hoja de ruta eólica marina propone dos escenarios, una de alta penetración y otra de baja, dependiendo el grado de participación del Estado como rector de esta política de crecimientos.

“El escenario «bajo» representa un enfoque de no intervención por parte del gobierno, en el cual la energía eólica costa afuera no está incentivada y la mayor parte del crecimiento de las energías renovables proviene de otras tecnologías”, advierte el relevamiento.

Explica que esta situación asumiría que la energía eólica costa afuera se desarrolla y adquiere en situaciones específicas de forma individual, en proyectos de menor tamaño (por ejemplo, <500MW) y sin el establecimiento específico de una estrategia nacional prospectiva y un programa de adquisiciones específico para la energía eólica costa afuera.

Se presume que el escenario bajo se puede lograr sin un plan de expansión de transmisión dedicado, aprovechando tanto los refuerzos normales durante el período, como concentrando el despliegue más cerca de los centros de carga de Cartagena, Barranquilla y Santa Marta.

El reporte estima que esta situación prevería 200 MW eólicos marinos para 2030; 500 MW para 2040; y 1,5 GW para 2050, sobre una base acumulativa.

En cambio, “el escenario «alto» representa un crecimiento alcanzable, pero acelerado del desarrollo de la energía eólica costa afuera, en el que el gobierno ha seguido algunas de las recomendaciones clave de este informe y por ello la energía eólica costa afuera se posiciona como la tecnología para apoyar sus ambiciones de energías renovables”.

Esta situación supone que la energía eólica costa afuera se desarrolla a escala comercial (incluidos proyectos a nivel de 1 GW), a través de un programa de adquisiciones específico de tecnología dedicado.

“Para lograr el objetivo de 2030, será necesario evaluar las mejoras de transmisión adicionales, que actualmente no se están considerando. Para lograr los volúmenes significativos en el período 2030-40, y especialmente en el período 2040-50, será necesario emprender un programa significativo para construir la capacidad de transmisión necesaria”, advierte el documento.

En efecto, de plasmarse estas políticas, el escenario alto asume que se desarrollan proyectos de las regiones costeras central y oriental del país, además de proyectos tempranos más cercanos a los centros de carga costera.

Las proyecciones son: 1 GW para 2030, 3 GW para 2040 y 9 GW para 2050, sobre una base acumulativa.

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El mensaje de YPF por el Día de la Mujer: «Conmemoración un día, compromiso todo el año»

YPF conmemora el Día Internacional de la Mujer con una activación que busca resignificar una costumbre asociada con esta fecha, regalar chocolates o flores. A través de esta iniciativa, lo transforma en un momento de reflexión para promover un compromiso mayor durante todo el año.

La campaña por el 8M incluye chocolates diseñados especialmente para este día, que se regalan en todas las tiendas Full del país. En lugar de la golosina tradicional, el chocolate representa un gráfico de barras con información real sobre desigualdad entre los géneros. De este modo, YPF propone: si vas a regalar algo, que sea tu compromiso.

Las estadísticas plasmadas en los packaging del producto abordan tres categorías en las que prima la desigualdad en Argentina y el mundo: mujeres en posiciones de liderazgo, mujeres en la industria energética y mujeres y tareas de cuidado, tres espacios en los que se propone seguir trabajando para alcanzar la equidad. Además, la campaña llegó a vía pública, redes sociales, estaciones de servicio y medios de comunicación.

Florencia Tiscornia, vicepresidenta de Personas y Cultura, afirmó “Nuestro objetivo es promover la equidad de género y crear un contexto de integración y valoración de la diversidad en YPF. La industria energética tiene un largo camino por recorrer y también la sociedad, por eso tomamos el desafío de impulsar esa transformación que creemos que se logra con la suma de compromisos y acciones concretas.”

Equidad de género

De este modo, la compañía continúa el trabajo de extender la perspectiva de diversidad y equidad de género en todas las áreas y procesos, para remover los obstáculos que las mujeres encuentran en el desarrollo de sus carreras, y así asegurar su integración y participación plena en YPF.

Una de las acciones con la que se inició este año es la ampliación de las licencias de cuidado, para que cuidadoras y cuidadores, gestantes y no gestantes, cuenten con el mismo beneficio adicional a lo que corresponde por ley. Esta iniciativa está acompañada por un trabajo de sensibilización para promover la corresponsabilidad.

Además, se lanzó un Protocolo de igualdad de oportunidades para garantizar que todas las personas reciban el mismo trato para alcanzar su máximo potencial profesional.

A través de distintas iniciativas, YPF está transitando el camino para que la pluralidad, la equidad y la integración sean una realidad.

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Sergio Affronti: “Este año aspiramos a aumentar un 45% la producción de petróleo no convencional y un 40% la de shale gas»

YPF presentó los resultados consolidados de 2021 con datos que muestran una clara recuperación financiera y operativa. Uno de los principales indicadores fue la producción total de hidrocarburos de la compañía controlada por el Estado, que aumentó un 14% en el cuarto trimestre del año con relación a las estadísticas del mismo período en 2020, logrando estabilizar la producción total anual luego de cinco años de caídas consecutivas.

En diálogo con EconoJournal, Sergio Affronti, el CEO de YPF, señaló que “en 2022 aspiramos a que nuestra producción no convencional de crudo aumente un 45%. En lo que conocemos como nuestro hub core, que está integrado por las áreas Loma Campana, La Amarga Chica y Bandurria Sur, el salto será del 50%. En producción de shale gas, la meta es aumentar un 40% en el no convencional”.

YPF espera aumentar su producción total de hidrocarburos en alrededor de 8% en 2022, lo que representaría el mayor salto interanual de crecimiento orgánico medido en términos relativos de los últimos 25 años (en 2014 la producción creció más, pero se debió a la adquisición de los activos de la petrolera Apache).

La mayor petrolera del mercado cerró el último trimestre del año con una inversión de US$ 908 millones (30% más que en el trimestre anterior) y tuvo un incremento de casi 9% en la producción de petróleo y 12% en la de gas respecto al mismo período de 2020. “Cerramos el año con un balance hiper positivo. En medio del contexto en el que está nuestro país, destaco el aspecto financiero y operativo. Terminamos el 2021 con un EBITDA (nivel de ingresos de caja antes de impuestos y resultados extraordinarios) de US$ 3.840 millones, un 6% más alto que el de 2019 en la pre-pandemia”, remarcó el CEO de la compañía.

Vaca Muerta

Affronti comentó que “el crecimiento de la producción en Vaca Muerta fue realmente sorprendente, sobre todo por el salto de la producción de gas. En no convencional crecimos al doble que en 2020. Producíamos 10 MMm3/día y saltamos a casi 20 MMm3/día en apenas seis meses bajo la órbita del Plan Gas. El crecimiento en la producción de petróleo en Vaca Muerta fue del 60%”.

Además, destacó que “el año pasado fue muy complejo. Empezamos con la renegociación de la deuda y pusimos el foco en volver a crecer en la producción de petróleo y gas, con mucho énfasis en la mejora de nuestros de costos. En 2021 estabilizamos la producción respecto de 2020, pero con un incremento del último trimestre del año pasado del 14%.

Midstream

Con la intención de liderar las ampliaciones de infraestructura que se requieren para evacuar la mayor producción de hidrocarburos de Vaca Muerta, YPF creó dos nuevas áreas de Midstream, una para petróleo y otra para gas.

La petrolera está trabajando junto a Oldelval (Oleoductos del Valle), que concentra cerca del 70% de los envíos de la Cuenca Neuquina y de la cual YPF posee un 37% del paquete accionario, en la planificación de las obras necesarias para eliminar los cuellos de botella en la evacuación de petróleo. En el cortísimo plazo, Oldelval puso en marcha el proyecto Vivaldi, que demandó una inversión de US$ 50 millones y servirá para evacuar un primer salto del incremento de la producción de crudo de Vaca Muerta.

Affronti subrayó también que “tenemos en carpeta un proyecto de US$ 450 millones, para el cual ya se está comprando la cañería. Es un desarrollo mayor, que depende de algunos factores como la extensión por parte de la Secretaría de Energía de la concesión de Oldelval, que vence en 2027”. Y añadió: “apuntamos a que este proyecto esté listo para el año que viene. Eso nos permitiría incorporar unos 200.000 barriles/día a la capacidad de transporte de crudo hacia el Atlántico. Requiere construir nuevas instalaciones de estaciones de rebombeo y unos 450 kms de loops a lo largo del ducto”.

El directivo contó también que YPF está acompañando la gestión de prórroga de la concesión en la terminal portuaria Oil Tanking-Ebytem, que opera la terminal portuaria en Puerto Rosales y de la cual YPF tiene un 30%. Es un proyecto clave para poder exportar más petróleo desde esta terminal.

A su vez, YPF tiene por delante la reactivación del oleoducto a Chile, operado por una sociedad en la que la compañía tiene un tercio junto con la chilena Enap y con Chevron. “Es un oleoducto con capacidad para transportar 110.000 barriles por día que está fuera de servicio desde el año 2007. Hoy estamos revisando la integridad del ducto pasando herramientas especiales para inspeccionarlo internamente. Apuntamos a que esté operativo a fines de este año o principios de 2023, empezando con una carga de 40.000 barriles hacia Chile”, remarcó Affronti.

Nuevo oleoducto

Además, la compañía tiene la intención de construir un nuevo ducto desde sus áreas principales de producción de Vaca Muerta que incluyen Loma Campana, La Amarga Chica y Bandurria Sur hasta Puesto Hernández, en el norte de la Provincia de Neuquén, para poder aprovechar al máximo la capacidad de evacuación a Chile. “Son 150 kilómetros de nuevo oleoducto. Estamos hablando con distintas compañías interesadas en participar del proyecto. Es una obra clave para poder llegar a los 110.000 barriles que puede transportar el oleoducto de exportación a Chile. Ese proyecto debería estar listo para mediados de 2023”, enfatizó el CEO de YPF, que agregó que “en cuatro años, nuestra meta es que YPF duplique su tamaño en materia de producción de petróleo. Queremos llegar a los 450.000 barriles de producción por día”.

Inversiones

En 2021, YPF invirtió un total de US$ 2.700 millones y este año apunta desembolsar US$ 3.700 millones, es decir, un incremento superior a 40 por ciento. Estarán dirigidos al upstream alrededor de US$ 2.800 millones, de los cuales US$ 1.600 millones serán para las actividades en Vaca Muerta.

Para el segmento de Downstream, Affronti sostuvo que YPF tiene dos proyectos para las refinerías de La Plata y Luján de Cuyo que demandarán una inversión en tres años de US$ 800 millones. Están orientados a la producción combustibles de bajo contenido de azufre, para el cumplimiento de las especificaciones Euro V. Como parte de ese plan, este año la compañía invertirá aproximadamente US$ 200 millones. En Luján de Cuyo el monto del proyecto asciende a US$ 500 millones, la mayor inversión en ese complejo industrial de los últimos 30 años. En el caso de la Refinería de Plaza Huincul se realizarán también importantes modificaciones para adecuarla para el procesamiento del 100% de shale oil.
“Estos proyectos requieren un período de repago anterior a 2030, que es la fecha que nos hemos fijado internamente en el marco de nuestro plan de transición energética”, comentó el CEO de YPF.

YPF Luz

YPF Luz, de la cual YPF posee el 75% de las acciones, mientras que GE cuenta con el 25% restante, también presentó su balance anual. Durante 2021 obtuvo un aumento de 76% en venta de energía renovable con una capacidad instalada total de 2.483 MW y logró casi un 50% de incremento en sus ingresos anuales.

El CEO de YPF resaltó que “pusimos mucho foco en YPF Luz que es nuestro brazo de transición. Durante el año se pusieron en marcha dos nuevos parques eólicos, alcanzando una capacidad instalada total cercana a los 400 MW. Estábamos quintos, pero hoy somos el segundo generador de energía renovable del país en términos de capacidad instalada”.
Hace poco la compañía de generación de energía térmica y renovable de YPF comenzó a construir un parque solar en San Juan que contará con una capacidad de generación inicial de 100 MW que entrará en operación durante el segundo trimestre de 2023, ampliable en el futuro hasta 350 MW. Para esto, YPF Luz emitió un bono verde por US$ 64 millones con formato dollar-link.

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Pampa Energía incrementará su producción de gas hasta 11,4 MMm3/día en el invierno

A partir del aumento de la capacidad de producción de sus yacimientos gasíferos en la provincia de Neuquén, Pampa Energía llegará al invierno con un récord de 11,4 millones de metros cúbicos diarios, comunicó la compañía.

Pampa Energía está llevando a cabo una importante serie de inversiones para alcanzar un incremento en su producción de gas, que resulta indispensable para acompañar la alta estacionalidad de la demanda nacional, reducir importaciones de gas desde el exterior, el uso de combustibles alternativos contaminantes y, como consecuencia, el uso de reservas en moneda extranjera. 

El yacimiento El Mangrullo, ubicado a 50 kilómetros de Cutral Có y Plaza Huincul, en Neuquén, es uno de los principales activos de la compañía, que permite este salto en producción. Allí se están realizando 20 nuevos pozos y la construcción de la nueva planta de tratamiento de gas, entre otras obras, en las que trabajan más de 800 personas a diario, detalló Pampa. 

El presidente de Pampa Energía, Marcelo Mindlin, explicó que “el Plan Gas.Ar, para el que invertiremos más de 800 millones de dólares, ha sido fundamental para el desarrollo y el crecimiento que hemos tenido en los últimos meses. Con las tareas encaradas, este invierno lograremos alcanzar un nuevo récord de producción”. 

Por su parte, Horacio Turri, Director Ejecutivo de Exploración y Producción de la compañía, destacó que “fuimos uno de los dos únicos productores en participar en todas las rondas del Plan Gas.Ar, y ofertamos un volumen de producción adicional para el pico invernal, lo que demuestra nuestro fuerte compromiso”. 

Esta inversión, sumada a los US$ 220 millones que se destinarán para el cierre del ciclo combinado de la Central Termoeléctrica Ensenada Barragán, y a la expansión de uno de sus parques eólicos por más de US$ 120 millones, forman parte del ambicioso plan de Pampa Energía de focalizar sus inversiones en la generación de energía y en la exploración y producción de gas, se describió.

Pampa Energía es la sexta productora de hidrocarburos de Argentina y la tercera en la Cuenca Neuquina.  Está presente en 13 áreas de producción, 5 áreas de exploración de gas y petróleo en las cuencas hidrocarburíferas más importantes del país (Neuquina, San Jorge y Noroeste) y tiene una participación del 8 % de la superficie de Vaca Muerta.

Alcanzará los 11,4 MMm3/día en el invierno

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Con el precio del LNG por las nubes, Argentina no tiene los dólares para garantizar el abastecimiento y debería aplicar cortes de gas en invierno

El precio del gas voló este lunes en Europa hasta alcanzar el equivalente a los 100 dólares por millón de BTU debido a los rumores sobre un posible boicot a los hidrocarburos rusos. Argentina importó el año pasado 56 barcos de Gas Natural Licuado (LNG, según sus siglas en inglés) a 8,33 dólares promedio, menos de un décimo del record de hoy. Si el escenario no cambia, el problema principal que tendrá el gobierno de Alberto Fernández ya no es el impacto que la compra de gas podría tener en la cuenta de los subsidios energéticos sino directamente la imposibilidad de comprar ese gas por no disponer de los dólares para hacerlo. En ese caso, los cortes programados de gas serán inevitables durante el próximo invierno con el consiguiente impacto sobre la actividad económica.

Quién paga la cuenta

La consultora Economía & Energía que conduce el economista Nicolás Arceo, proyectó en su último informe cuál sería el costo que acarreará la importación de LNG ante distintos escenarios de precios. El año pasado, la importación de LNG demandó 1092 millones de dólares. Con la cotización del LNG a 20 dólares por millón de BTU esa cuenta trepa a 3252 millones y por cada 10 dólares adicionales por millón de BTU el costo sube en 1626 millones de dólares.

Esto significa que si Argentina tuviera que importar la misma cantidad de LNG que consumió el año pasado, pero a un precio de 100 dólares por millón de BTU la factura por esa importación llegaría al estratosférico precio de 16.260 millones de dólares.

En el mercado confían en que Europa Occidental no va a interrumpir sus importaciones de gas ruso como represalia por la invasión que decidió Vladimir Putin sobre Ucrania porque se quedaría a oscuras. «No servirán de nada si en tres semanas descubrimos que no tenemos más que unos días de electricidad en Alemania y que se deben revertir las sanciones», aseguró este domingo la ministra de Relaciones Exteriores de Alemania, Annalena Baerbock. «Si mañana en Alemania o en Europa las luces se apagan, eso no va a detener los tanques», agregó. Eso hace suponer que el record de 100 dólares por millón de BTU alcanzado en la mañana de este lunes es una sobrereacción motivada por el temor, pero que no tiene fundamentos para sostenerse.

Sin embargo, un precio del LNG mucho más bajo que ese también pondría en jaque a la Argentina. Por ejemplo, si el valor por millón de BTU se estabilizara en 40 dólares, algo imposible de descartar en un contexto de tanta incertidumbre,  la cuenta que debería pagar Argentina por la importación de LGN sería de 6500 millones de dólares.

A eso hay que sumar que Bolivia enviará menos gas este año. Por lo tanto, habrá que reemplazar esos envíos con combustibles líquidos como gasoil y fueloil, que también tienen precios muy por encima de los 7,3 dólares por millón de BTU acordados con Bolivia. Economía & Energía estima que solo la importación de combustibles líquidos requeridos en el sistema de generación de energía eléctrica demandaría otros 1875 millones de dólares.

Si a los 6500 millones de dólares que supondría la importación de LNG a 40 dólares por millón de BTU, se le suman los 1875 millones de combustibles líquidos y los 772 millones de dólares que demandaría la importación de gas de Bolivia, la cuenta final llegaría a 9147 millones de dólares. Si el precio del LNG bajara a 30 dólares por millón de BTU, solo la importación de los cargamentos de ese gas demandaría 4877 millones de dólares y la cuenta total de importaciones energéticas se reduciría a 7524 millones, una cifra que sigue siendo imposible de afrontar con las alicaídas reservas del Banco Central.

Fuente: Economía & Energía.

Cortes programados de gas

Si la guerra en Ucrania se extiende y el precio del LNG se consolida en cualquier valor por encima de 30 dólares por millón de BTU, es casi una certeza que Argentina no podrá importar los mismos volúmenes que el año pasado. Por lo tanto, diversas fuentes del sector coinciden en que el gobierno deberá diseñar algún esquema de restricciones en el consumo de gas. Por lo general, suelen ser las industrias las que se ven afectadas en ese caso, lo que repercute inevitablemente en el nivel de actividad.

En el gobierno hasta ahora estaban esperando que la situación se calme para ver si los precios bajan. De hecho, IEASA licitó a fines de enero un solo barco de LNG para tantear el mercado y en la empresa estatal dudaron mucho antes de terminar convalidando una cotización de 27 dólares por millón de BTU. Desde entonces, los precios no han dejado de subir y la compra de todos los cargamentos de LNG para este invierno sigue pendiente.

En este escenario, el gobierno deberá comenzar a diseñar en las próximas semanas un plan de emergencia para afrontar una nueva crisis energética.   

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Pampa Energía eleva un 60% su producción de gas

Pampa Energía está llevando a cabo una importante serie de inversiones para alcanzar un incremento en su producción de gas, que resulta indispensable para acompañar la alta estacionalidad de la demanda nacional, reducir importaciones de gas desde el exterior, el uso de combustibles alternativos contaminantes y como consecuencia, el uso de reservas en moneda extranjera. 

El yacimiento El Mangrullo, ubicado a 50 kilómetros de Cutral Có y Plaza Huincul, en Neuquén, es uno de los principales activos de la compañía, que permite este salto en producción. Allí se están realizando 20 nuevos pozos y la construcción de la nueva planta de tratamiento de gas, entre otras obras, en las que trabajan más de 800 personas a diario. 

El presidente de Pampa Energía, Marcelo Mindlin, explicó que “El Plan Gas.Ar, para el que invertiremos más de 800 millones de dólares, ha sido fundamental para el desarrollo y el crecimiento que hemos tenido en los últimos meses. Con las tareas que estamos desarrollando, este invierno lograremos alcanzar un nuevo récord de producción”. 

Por su parte, Horacio Turri, director ejecutivo de Exploración y Producción de la compañía, destacó que “fuimos uno de los dos únicos productores en participar en todas las rondas del Plan Gas.Ar, y ofertamos un volumen de producción adicional para el pico invernal, lo que demuestra nuestro fuerte compromiso”. 

Esta inversión, sumada a los US$220 millones que se destinarán para el cierre del ciclo combinado de la Central Termoeléctrica Ensenada Barragán y a la expansión de uno de sus parques eólicos por más de US$ 120 millones, forman parte del ambicioso plan de Pampa Energía de focalizar sus inversiones en la generación de energía y en la exploración y producción de gas. 

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Siemens Energy obtiene nuevo pedido de electrolizadores para un proyecto de e-metanol a gran escala.

Siemens Energy recibió un pedido de European Energy para el suministro de una planta electrolizadora. La empresa danesa, que desarrolla y opera proyectos de energía verde, planea desarrollar una instalación comercial de e-Metanol a gran escala con el hidrógeno suministrado por una planta electrolizadora de 50 megavatios (MW) de Siemens Energy. Esta planta se construirá en Kassø, al oeste de Aabenraa, en el sur de Dinamarca, cerca de la frontera con Alemania. A través del cercano parque solar de 300 MW de Kassø, desarrollado por European Energy, el proyecto tendrá acceso a la electricidad renovable de bajo costo necesaria para producir e-fuel de forma económica. 

Los usuarios finales del e-Metanol serán, entre otros, la naviera Maersk y el minorista de combustible Circle K. El proyecto asegura el suministro de e-Metanol para el primer buque portacontenedores de Maersk, y por tanto marca el punto de partida hacia un transporte marítimo neutro en CO2 a gran escala. El inicio de la producción comercial de metanol está previsto para la segunda mitad de 2023. 

Siemens Energy es responsable por el diseño, provisión y puesta en marcha del Sistema de electrolisis, que consiste en 3 formaciones de su más potente línea de productos de electrolisis 

PEM (Proton Exchange Membrane), incluyendo transformadores, rectificadores, sistemas de control distribuido, y equipamiento para desmineralizar el agua.

El transporte marítimo mundial consume unos 3.000 teravatios-hora (TWh), lo que puesto en perspectiva representa más de cinco veces el consumo total de electricidad de Alemania. Y dado que casi toda esa energía se basa en combustibles fósiles, el sector marítimo emite unos 1.000 millones de toneladas de CO2 al año. La Organización Marítima Internacional (OMI) se ha comprometido a que el sector marítimo reduzca a la mitad las emisiones de gases de efecto invernadero (GEI) de aquí a 2050 para cumplir con los objetivos del Acuerdo de París. Las medidas a adoptar para ello incluyen nuevos enfoques logísticos, aumento de eficiencia, reducción de la velocidad y, como la vía más eficaz, el uso de combustibles sostenibles, es decir, como en este caso, combustibles basados en la electricidad (e-Fuels, en gran medida neutros en carbono) para la propulsión.

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¿Qué planes tienen las petroleras para este año en Vaca Muerta ?

Se perforarán 322 pozos por cerca 5000 millones de dólares, esto está cercano a representar cifras récord para la inversión en la formación donde el pico histórico es de más de u$s 5100 millones en 2015. El gobernador Omar Gutiérrez así lo afirmó en su discurso para abrir sesiones en la Legislatura. A su vez también dijo que el año pasado las inversiones duplicaron las de 2020 cerrando con un total de 4040 millones de dólares, mostrando que la pandemia ya parece haber quedado atrás. Además el mandamás provincial  busca que este año se pase el récord histórico de 308 […]

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Resultados 2021: YPF consolidó su recuperación

Durante 2021 el EBITDA ajustado de la compañía alcanzó los 3.839 millones de dólares más que duplicando la rentabilidad de 2020 y un 6% superior a los niveles prepandemia de 2019. El margen sobre ventas fue del 29%, el más alto de los últimos 5 años. YPF obtuvo en el cuarto trimestre una ganancia neta de 24.730 millones de pesos que, sumado a los resultados positivos del tercer trimestre, le permitieron recuperar prácticamente la totalidad de las pérdidas netas acumuladas en el primer semestre del año. La compañía logró cumplir con la ejecución de su plan de inversiones por 2700 […]

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Elon Musk ha hecho pública su petición para incrementar la producción de petróleo y gas, esta es la explicación

A medida que crece la escasez de hidrocarburos y cada vez más países se niegan a hacer negocios con Rusia, el precio del gas y los derivados del petróleo aumentarán drásticamente Es difícil de creer, pero Elon Musk ha pedido un aumento en la producción de petróleo y gas. No, el CEO de Tesla y el fundador de SpaceX no se está volviendo loco, ni tampoco ha decidido ir en contra de sus propios principios, todo tiene una explicación lógica. Musk menciona los tiempos que actualmente se viven, el conflicto armado en Ucrania y la dependencia energética y de hidrocarburos […]

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El año pasado fue superavitario para las 24 jurisdicciones del país

Las cuentas de las provincias cerraron con un balance positivo. El remonte de la actividad minera y la explotación de hidrocarburos marcaron un nuevo año de superávit primario para las provincias argentinas, según los números de los tres primeros trimestres de 2021. “Las provincias han tenido un aumento de la recaudación propia y también en los fondos percibidos en concepto de coparticipación en términos reales”, lo cual explica, en parte, el resultado positivo en este lapso, afirmó Nadín Argañaraz, director del Instituto Argentino de Análisis Fiscal (Iaraf). Otro indicador que cambia el resultado, para algunas provincias, es la restitución de […]

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Ingreso 2022: Apertura extraordinaria de inscripción a carreras sin cupo de la UNRN

La UNRN estableció un periodo extraordinario de inscripción desde el 7 hasta el 16 de marzo, para las  carreras de las Sedes Atlántica y Alto Valle y Valle Medio que se indican a continuación: Sede Alto Valle-Valle Medio – Tecnicatura Universitaria en Perforación de Yacimientos de Hidrocarburos (nueva carrera) – Licenciatura en Comercio Exterior – Ingeniería en Alimentos – Tecnicatura Universitaria en Enología – Diseño Industrial -Tecnicatura Superior en Mantenimiento Industrial. – Licenciatura en Paleontología. – Licenciatura en Geología.   Sede Atlántica – Licenciatura en Comunicación Social – Licenciatura en Ciencias del Ambiente -Tecnicatura Universitaria en Deporte – Ingeniería Agronómica […]

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Shell anunció que mantiene las compras de petróleo a Rusia pero prometió donar los ingresos a Ucrania

La empresa comunicó que no está en condiciones de discontinuar el acceso al suministro que proveen las empresas rusas; la Casa Blanca se expidió en un sentido similar Pese a las sanciones económicas contra el gobierno ruso de Vladimir Putin, el petróleo, fuente de riqueza del Kremlin no ha quedado hasta ahora alcanzado por la presión internacional. De hecho, Shell reconoció este sábado que mantendrá las compras a ese país, pero ante el conflicto bélico dijo que donará los ingresos a Ucrania. Shell es la empresa de combustible más grande de Europa. En un comunicado, informó que mantendrá las compras […]

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Trabajadores británicos se niegan a descargar petróleo ruso

El sindicato británico Unite ha anunciado que no descargarán “bajo ninguna circunstancia” un cargamento de petróleo ruso llegado en el buque ‘Seacod’ de bandera alemana a la refinería de Stanlow, a las afueras de Liverpool, en protesta por la invasión rusa de Ucrania. “Ante el conflicto actual en Ucrania, los trabajadores de Unite de estas instalaciones no van a descargar bajo ninguna circunstancia petróleo ruso sea cual sea la nacionalidad del buque”, ha explicado la secretaria general de Unite, Sharon Graham, en un comunicado recogido por Bloomberg. Graham ha emplazado al ministro de Transportes, Grant Shapps, a “corregir de inmediato […]

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La Escuela Técnica del IAPG tiene sus primeros egresados

Los egresaron fueron: Nicolás Bernabé Barrionuevo, Beatriz del Carmen Castro, Ricardo Ezequiel Kaiser, Azul Nazarena López, Lautaro Benjamín Mendoza, Guido Andrés Selva, Ricardo Hernán Villegas, Brian Andrés Cháves; Sofía Aylen Díaz, Inayen Furci y Rodrigo Robles. El viernes pasado a las 18 se desarrolló en el Lucania Palazzo Hotel la Primera Colación de Grado de la Escuela Técnica del Instituto Argentino del Petróleo y del Gas. Por este motivo asistieron el Ministro de Hidrocarburos de la Provincia de Chubut, Martín Cerdá, quien cerró con unas palabras para luego dar paso a la disertación de Dante Fiorenzo en nombre del consejo […]

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5 de marzo día Nacional del Gas

Hace 66 años, en 1945, un 5 de marzo surgía de la fusión del Departamento del Gas de YPF con la Compañía Primitiva de Gas, la Dirección Nacional del Gas que posteriormente se convirtió en Gas del Estado. Su director en los inicios, el Ing. Julio Canessa, fue el impulsor del primer gasoducto, el General San Martín que unió Comodoro Rivadavia y Buenos Aires y fue en ese momento el más largo del mundo. A lo largo de estos años la industria del gas tuvo un crecimiento constante en materia de infraestructura, inversiones y logros y, a pesar de las […]

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Implicaciones para la seguridad energética internacional

Desde el comienzo de la crisis, la AIE (Agencia Internacional de Energía) ha estado monitoreando las implicaciones de la invasión rusa de Ucrania para los mercados energéticos globales. Durante una Junta de Gobierno Extraordinaria, que se celebró a nivel ministerial el 1 de marzo de 2022, los países miembros de la AIE acordaron liberar 60 millones de barriles de petróleo de sus reservas de emergencia para enviar un mensaje unificado y contundente a los mercados petroleros mundiales de que no habrá escasez de suministros como resultado de la invasión rusa de Ucrania. La reducción coordinada es la cuarta en la […]

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Preocupa el aumento del Brent en Europa

El petróleo europeo Brent cotiza esta mañana en torno a los 126 dólares en el mercado de futuros de Londres tras haber tocado anoche los 138, un máximo desde 2008, en un momento de pánico debido a los temores sobre el suministro por la guerra en Ucrania.

El precio del barril de Brent para entrega en mayo se situaba en 126,47 dólares justo antes de las 10.00 GMT, un 7 % más que al cierre de la sesión del viernes, un destacado descenso de los 138 que marcó a las 23.02 GMT del domingo.

Desde el 24 de febrero, cuando Rusia inició el conflicto, el crudo del mar del Norte ha escalado más de un 34 % y actualmente se aproxima a sus máximos históricos, por encima de los 146 dólares, alcanzados a principios de julio de 2008.

Esta nueva subida del Brent se produce después de que Estados Unidos dijera este fin de semana que analiza con la Unión Europea (UE) prohibir la importación de petróleo procedente de Rusia, en otro intento por asfixiar la economía rusa en represalia por la guerra en Ucrania.

Por otro lado no hay mucha capacidad dentro de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) y sus socios para aumentar su producción de manera inmediata, aunque sí tendrían potencial para bombear Arabia Saudí y los Emiratos Árabes Unidos.

Analistas advierten que la subida de los precios, debida en parte a la dependencia de muchos países del petróleo ruso, relegará a un segundo plano de momento «la transición energética» hacia fuentes renovables y, a corto plazo, tendrá que promoverse más, dice, «la energía nuclear, el carbón, el esquisto y el gas».

Rusia representó alrededor del 45 % de las importaciones de gas de la UE en 2021 y casi el 40 % de su consumo total de gas.

La AIE ha propuesto un plan para reducir esta dependencia en los próximos meses, que incluye «recurrir más a los proveedores de gas no rusos; diversificar hacia otras fuentes de energía y acelerar los esfuerzos para proporcionar a los consumidores, las empresas y la industria los medios para utilizar alternativas limpias y eficientes para gas natural«.

El repunte del petróleo a nivel internacional ha tenido efecto en los mercados de valores y «aplastó» en las últimas horas a los mercados asiáticos, cuyos inversores entraron en pánico dado que la mayor parte de Asia es una gran importadora neta de energía, señala Halley.

En Londres, la Bolsa también caía un 1,88 % a las 9.55 GMT, tras perder casi un 2,5 % poco antes.

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El crudo tocó los US$ 139 y el gas se disparó en Europa hasta los U$S 100 por MMBtu ante rumores sobre un posible boicot a los hidrocarburos rusos

La posibilidad de que Estados Unidos, Europa y sus aliados apliquen un boicot a los hidrocarburos rusos disparó los precios del crudo y el gas. El crudo Brent tocó los US$ 139,13 por barril y a las 10 hora argentina cotizaba a US$ 124,81, mientras que el WTI llegó a US$ 130,50 por barril y retrocedió luego a US$ 122,86. En el caso del gas, hay bajas chances de que Europa frene las importaciones, pero igual en el Dutch TTF los contratos de futuro para el próximo mes volaron en la apertura hasta superar los US$ 100 por MMBtu.

En el Dutch TTF, punto de comercio virtual de gas en Europa, la jornada del lunes abrió con los contratos de futuro para el mes de abril saltando un 75% hasta los € 345 por MWh. Es un nuevo precio récord del gas y que equivale a más de 100 dólares por MMBtu. Los precios se moderaron luego pero siguen cotizando un 32% arriba. A las 10 horas de Argentina los contratos para el mes de abril están en € 255/MWh, algo más de US$ 80 por MMBtu.

La fuerte suba se produce en el marco de crecientes discusiones en Europa y Estados Unidos sobre los potenciales beneficios y riesgos de prohibir las importaciones de hidrocarburos desde Rusia como respuesta a su avanzada militar sobre Ucrania. La ministra de Relaciones Exteriores de Alemania, Annalena Baerbock, dijo el domingo que ir en esa dirección no tendría sentido ya que no sería sostenible en el largo plazo. «No sirve de nada si en tres semanas descubrimos que solo nos quedan unos pocos días de electricidad en Alemania y, por lo tanto, tenemos que revertir estas sanciones», dijo. De todas formas, agregó que Alemania esta dispuesta a «pagar un precio económico muy, muy alto» pero «si mañana en Alemania o en Europa se apagan las luces, eso no va a parar los tanques».

Presión de Estados Unidos

La presión alcista en los precios internacionales de los hidrocarburos está directamente ligada a la creciente posibilidad de que Estados Unidos prohíba las importaciones desde Rusia.

El secretario de Estado de Estados Unidos, Anthony Blinken, dejó abierta esa posibilidad el domingo durante una entrevista con CNN. «Ahora estamos hablando con nuestros socios y aliados europeos para considerar de manera coordinada la posibilidad de prohibir la importación de petróleo ruso, mientras nos aseguramos de que todavía haya un suministro adecuado de petróleo en los mercados mundiales», dijo Blinken. Por otro lado, la congresista demócrata y presidenta de la Cámara Baja del Congreso estadounidense, Nancy Pelosi, se manifestó la semana pasada a favor de prohibir las importaciones de crudo desde Rusia.

Anthony Blinken, secretario de Estado de Estados Unidos.

Las nuevas señales políticas favorables a un embargo sobre el crudo ruso contrastan con la postura inicial de intentar que las sanciones económicas sobre Rusia afectaran lo menos posible sus exportaciones de crudo y de gas. La forma de hacerlo fue dejar a ciertos bancos rusos relacionados con el comercio de hidrocarburos fuera del alcance de las sanciones.

Pero ocurre una paradoja que beneficia a Rusia. En los hechos las empresas están comprando menos crudo y productos refinados a Rusia debido a las dificultades concretas para realizar las operaciones de compra y el temor a ser eventualmente alcanzadas por las sanciones. Pero esas menores compras elevan los precios internacionales, compensando parcialmente a Rusia los menores volúmenes exportados con mejores precios.

En un mercado global con una oferta tan ajustada de petróleo el aislamiento de un jugador central como Rusia altera las perspectivas. Rusia venía exportando por día algo más de cuatro millones de barriles de crudo y otros tantos en productos refinados antes de la invasión a Ucrania. Reemplazar esa oferta no es sencillo y los mercados no ven una acción decidida de Estados Unidos para incrementar su producción de petróleo, ni mucho menos una reacción de Europa en esa dirección.

The national average price of gasoline stands just 4c/gal from record highs. We are likely to hit a new all time record in the next 24 hours. #oil #oott

— Patrick De Haan (@GasBuddyGuy) March 7, 2022

Tampoco es sencillo en lo político. Una disrupción aún mayor en la oferta mundial de crudo tendrá un impacto mayor en los precios de los combustibles, que ya vienen al alza. El promedio de los precios de la nafta en Estados Unidos superó el sábado la barrera de los 4 dólares por galón, algo que no ocurría desde 2008. La perspectiva es que los precios de las naftas y de los combustibles en general sigan subiendo en los próximos días. Son datos desalentadores para el cumplimiento de las metas de inflación y que impactan sobre el gobierno en año electoral.

La entrada El crudo tocó los US$ 139 y el gas se disparó en Europa hasta los U$S 100 por MMBtu ante rumores sobre un posible boicot a los hidrocarburos rusos se publicó primero en EconoJournal.

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Mirada legal: UPME analiza la baja del sistema de proyectos por 8,5 GW

A través de la Resolución CREG 075, el Gobierno de Colombia está tomando una serie de medidas legales para sanear el sistema de transporte eléctrico. Es decir, saber si finalmente los desarrolladores terminarán por construir o no sus proyectos. De no hacerlo, esto liberaría capacidad de transporte para la llegada de otros inversores más dispuestos.

¿Cómo lo lograrían? La UPME, una vez que concede el punto de conexión a un desarrollador para un emprendimiento, necesitará abonar garantías de 10 dólares por kW. Es decir, que para un proyecto de 100 MW el monto de caución es de un millón de dólares. Antes la garantía era de solo 1 dólar por kW.

Además, la empresa debe indicar una Fecha de Puesta en Operación (FPO) que será casi imposible de modificar. Antes su postergación era mucho más sencilla.

Según aclaró el Director General de la UPME, Christian Jaramillo Herrera, de los 24.750 MW que poseen asignación (18.721 MW que tienen capacidad asignada hasta julio del 2021 y 6.000 se asignaron este año) hay 101 proyectos, por 8.572 MW, que están en proceso de liberación en virtud de esta resolución.

De hecho, la UPME publicó días atrás la Circular 20 (ver) que fija el procedimiento de liberación de capacidad de transporte.

En una entrevista para Energía Estratégica, Hemberth Suárez Lozano, Socio fundador de OGE Legal Services, ofrece una mirada legal sobre este procedimiento.

¿Qué opinión le merece a la medida Circular?

Es una garantía más al debido proceso en las actuaciones administrativas.

Una de las cosas que se extrañó tiene que ver con la procedencia del recurso de apelación.

Conviene revisar si el Ministerio de Minas y Energía o la CREG es el superior funcional de la UPME de manera que las decisiones que adopte la UPME tengan una segunda instancia.

Tal y como sucede con el grueso de las actuaciones administrativas en donde se concede el recurso de reposición y el de apelación.

En la Circular solo se hace referencia al de reposición. La pregunta es: ¿Y el recurso de apelación?

¿Qué opinión le merece a los tiempos que impone la Circular?

Son los que están definidos por el Código de Procedimiento Administrativo y de lo Contencioso Administrativo.

En este punto conviene destacar que lo señalado en la circular de la UPEM es una actuación administrativa y como tal se regula por lo mencionado en la circular de la UPME, por figuras de derecho administrativo, en principios y normas de superior jerarquía que la expedidas por la UPME. Incluso aplica la jurisprudencia.

En mi opinión aquí debe aflorar el derecho puro y duro. Hay espacio para que los ingenieros y economistas apoyen, pero la vocería en este tipo de actuaciones la tenemos los abogados especialistas en derecho administrativo, como es el caso de OGE Legal Services.

¿Los emprendedores que puedan perder su capacidad de transporte asignada podrían iniciar acciones legales para retenerla?

Varias. Lo que se adelante a través de lo señalado en la circular de la UPME es tan solo una primera fase.

Existen otras oportunidades para defender el derecho de acceder a la asignación de capacidad de transporte de energía. Por ejemplo, con los criterios de prioridad que definió el Ministerio de Minas y Energía y la correcta interpretación de la ley.

¿Qué recomendación tiene sobre la implementación de la circular de la UPME?

Que se permitan el acompañamiento de abogados especializados el derecho administrativo del sector energético. La especialidad en este tipo de actuaciones tiene un peso y un valor que debe ser considerado.

En Colombia tenemos muy buenas firmas de abogados especialistas en derecho administrativo y regulación del sector energético, por ello conviene que los interesados exploren todas las alternativas.

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Poca operatividad: Los PMGD siguen sin arrancar durante el 2022

Según el último reporte PMGD (Pequeños Medios de Generación Distribuida), elaborado por el Coordinador Eléctrico Nacional, durante el mes de febrero no se registró la puesta en marcha de ninguno de estos proyectos de hasta 9 MW.

El informe pasado había indicado que en enero sólo ingresó en operaciones un proyecto solar fotovoltaico de 9 MW, mes que ya se registraba como el valor más bajo del último año, con excepción al mes de marzo del 2021, cuando ingresaron tres proyectos por 8 MW, y lejos de los 15 emprendimientos por 69 MW.

Es decir que febrero refleja una caída contundente en el tempo de ingreso de operaciones mensuales de PMGD.

Fuente: Coordinador Eléctrico Nacional

Sin embargo, el mismo reporte destaca que existen 22 proyectos PMGD en Puesta en Servicio, por 91,2 MW, que deberían ingresar en operaciones próximamente.

Fuente: Coordinador Eléctrico Nacional

Hasta febrero pasado, el Coordinador registra proyectos PMGD operativos por 1.688 MW: el 71% de ellos (1.195 MW) son solares fotovoltaicos, seguidos por los térmicos con el 16% (275 MW); luego los hidroeléctricos, con el 10% (164 MW); y finalmente los eólicos con el 3% (54 MW).

Fuente: Coordinador Eléctrico Nacional

El visto bueno de Evaluación Ambiental

Por otro lado, cabe recordar que, de acuerdo a un relevamiento elaborado por Energía Estratégica, el Servicio de Evaluación Ambiental (SEA) durante el mes de enero aprobó un total de 31 proyectos de energía: tres de ellos correspondientes a líneas eléctricas y los 28 restantes a proyectos eólicos y solares, por un total de 238 MW de capacidad.

Todos los emprendimientos de generación, a excepción de una central eólica, corresponden a Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD), es decir, proyectos de hasta 9 MW de potencia nominal.

Entre ellos se destacan los solares fotovoltaicos: 26 pequeñas centrales que suman 217,86 MW.

En tanto, se pueden destacar dos proyectos eólicos, por 20,2 MW. Uno de ellos, ‘LA Sur 2’, cuenta con 11,2 MW. El otro, ‘Urospora’ es PMGD, de 9 MW.

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JA Solar amplía su red de distribuidores en América Latina y el Caribe

JA Solar, fabricante de módulos, obleas y celdas fotovoltaicas expande su presencia alrededor del mundo. Este año 2022, la empresa propuso elevar su producción a 40 GW y uno de los mercados donde espera ganar mercado sería América Latina y el Caribe.

“Queremos ser uno de los fabricantes top 3 en la región”, señaló Santiago Cárdenas Parra, gerente de Ventas para Colombia, Centroamérica y el Caribe de JA Solar.

Para lograro, Santiago Cárdenas anunció que avanzan en nuevos contratos tanto con clientes finales como con aliados estratégicos que les permitirán cubrir la creciente demanda de energía solar en distintos segmentos del mercado con sus productos. 

Entre ellos, recientemente cerraron un nuevo acuerdo junto a Meico Solar, una compañía distribuidora mayorista de equipos solares en América Latina y el Caribe dedicada a facilitar la cadena de suministro de los instaladores, desarrolladores de proyectos y EPC. 

Este aliado sería clave en la estrategia de JA Solar para ganar mercado, ya que esa distribuidora, como parte del grupo empresarial Meico SA, cuenta con 12 bodegas en Colombia y con 4 bodegas a nivel Latam, ubicadas en Panamá, Miami, Puerto Rico y República Dominicana.

De allí que el contrato incluiría el compromiso de posicionar inicialmente 50 MW de módulos JA Solar en países como Colombia, Puerto Rico y otros mercados de Centroamérica y el Caribe. 

“Meico Solar es sinónimo de excelencia y calidad, trabaja con las marcas líderes a nivel mundial en cada una de las categorías de productos; sean estos módulos, inversores, estructuras, BOS. Es por eso que hemos decidido establecer una alianza comercial con ellos”, aseguró a este medio Cárdenas Parra, gerente de Ventas para Colombia, Centroamérica y el Caribe de JA Solar. 

Entre las líneas de productos óptimas para suplir a la región, se destaca en estos momentos el Deep Blue 3.0 con celdas de 182mm que logran potencias de 545 w y 590 w.

Traer esos productos desde China sería competitivo tanto por su relación precio calidad como por la capacidad por contenedor posible de despachar. En el caso del modelo de 545 w, sería posible ubicar 620 unidades por contenedor.

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Licitaciones corporativas movilizan inversiones renovables en nuevos sectores productivos de Ecuador

Genera cerró un contrato por 330 kWp con Manacripex, una empresa del sector pesquero ubicada en Manta, ciudad conocida como la capital atunera del Ecuador. 

La adjudicación que fue el pasado lunes 21 de febrero terminó de concretarse la semana pasada con la firma definitiva realizada por autoridades de ambas partes.

A partir de este contrato llave en mano, Genera se encargará de la ejecución, ingeniería, suministro de equipos, tramitología ante la CELEC e instalación del proyecto fotovoltaico Manacripex. En tanto que la operación y mantenimiento estará a cargo del contratante, tras recibir una capacitación por parte del adjudicatario.  

Al respecto, Gino Pinargote Escudero, presidente de Genera, declaró: “Buscamos empoderar al consumidor con su propia energía y que sea él quien tenga el dominio pleno de lo que sucede en su planta. Por lo que, como parte de nuestras garantías técnicas le ofrecemos capacitaciones para la operación y mantenimiento”.

Según precisó el presidente de Genera, este proyecto estará finalizado en el segundo trimestre del año y aportará 415 MWh al año. Un suministro crucial para garantizar energía limpia para las cámaras de frío que tiene operativas Manacripex. 

No se trata de la primera vez en la que esta empresa logra un acuerdo con sectores productivos líderes del Ecuador. Ya lleva concretadas instalaciones en el sector bananero y a continuación iría por el camaronero. 

“Nuestro plan de acción es entrar pronto a licitaciones privadas donde el sector camaronero busca reducir sus costes operativos de gasto de energía”, dijo Gino Pinargote.

En base a las visitas que ha realizado su departamento de ingeniería a nivel industrial aspiran a mantener un pipeline de proyectos superior al megavatio anual instalado. 

De acuerdo con Gino Pinargote Escudero, las condiciones estarían dadas en el mercado ecuatoriano para que cada vez más empresas se incorporen a la ola de licitaciones corporativas que han aumentado su frecuencia en el último tiempo. 

“Los beneficios tributarios a los que se pueden acceder con instalaciones fotovoltaicas, junto a un retorno de la inversión -que garantizo que pueda ser de 5 a 7 años- genera mucho atractivo a las empresas ecuatorianas”, subrayó el presidente de Genera.

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Anuncian inversión para el primer gran parque eólico offshore de Latinoamérica y será en Barranquilla

“Vamos a firmar un memorando de entendimiento para la construcción del primer gran parque de generación de energía eólica de Colombia, de más de 350 megavatios, que estará ubicado cerca de Barranquilla”, anunció el alcalde de Barranquilla, Colombia, Jaime Pumarejo.

Cabe recordar que el Ministerio de Minas y Energía dio a conocer el borrador de la ‘hoja de ruta despliegue de la energía eólica costa afuera en Colombia’ (ver), documento en estado de borrador que quedará sometido a consulta pública hasta el próximo viernes 25 de febrero.

Se trata de un documento robusto de 218 páginas que plantea escenarios de crecimiento de la tecnología, análisis de costos, recomendaciones, el potencial de diferentes zonas, la cadena de suministro, la capacidad de infraestructura de transmisión y la disposición portuaria, consideraciones ambientales, entre otras cosas.

“Es crucial entender el papel de la energía eólica costa afuera en el futuro mix energético del país, para ayudar a satisfacer la demanda local y electrificar la economía”, recomienda el documento.

Y propone hacer foco sobre ocho temáticas: Objetivos de volumen y visión; Concesiones, consentimientos y permisos; Conexión a la red y planificación de la transmisión; Infraestructura Portuaria; Desarrollo de la cadena de suministro; Financiación; Ingresos; y Salud, Seguridad y Educación.

Además, solicita a la UPME incorporar el programa como parte de su próxima iteración de los Planes de Expansión de Generación y Transmisión y al Ministerio de Minas y Energía a proponerse objetivos al 2030.

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Empresarios y Gobierno firman acuerdo para desarrollar hidrógeno verde en Perú

El acuerdo fue suscrito en la sede institucional del MINEM por el viceministro de Electricidad, Martín Dávila, y el presidente de H2 Perú, Daniel Cámac.

Este convenio contempla la colaboración con el desarrollo de actividades en conjunto con el objetivo de construir y ejecutar una estrategia nacional de hidrógeno verde, por lo cual la asociación compartirá los avances que ha logrado conseguir, tales como proyectos de ley, bases para la elaboración de la estrategia, propuesta de hoja de ruta; entre otros.

A través de esta iniciativa, también se busca visibilizar y socializar el hidrógeno verde, evidenciando su rol clave en la necesaria transición energética para mitigar el cambio climático.

El hidrógeno es un vector energético, es decir, un elemento capaz de contener energía y liberarla cuando sea requerida, asimismo un combustible y una materia prima. Cuando es producido a partir de energía 100% renovable es considerado verde, ya que no emite gases de efecto invernadero, ni en su producción, ni en su uso.

“Este convenio de cooperación es muy importante para el futuro desarrollo de esta tecnología, porque sus aplicaciones pueden contribuir a la reducción emisiones de Gases de Efecto Invernadero (GEI), diversificar la independencia energética, mitigar los desafíos de la variabilidad de los sistemas renovables, favorecer la diversificación económica de las regiones y contribuir a su desarrollo socio económico”, señaló el viceministro de Electricidad.

La descarbonización o reducción de la huella de carbono en el planeta es uno de los objetivos que se han marcado países de todo el mundo de cara a 2050, y el Perú actualizó, en el 2021, su compromiso frente a la Convención del Cambio Climático, aumentando la intención de reducir emisiones al 40% al 2030. Para alcanzar este objetivo, el hidrógeno verde es una de las principales alternativas.

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Haru Oni: Arriba a Chile la turbina de Siemens Gamesa encargada de la electrólisis para hidrógeno verde

Esta turbina marca Siemens Gamesa tiene una capacidad de 3,4 MW y será operada por #EnelGreenPowerChile y HIF Global para la generación de la energía que se usará en el proceso de electrólisis, que permitirá separar las moléculas de agua para obtener hidrógeno libre de emisiones.

El aerogenerador está compuesto por su respectiva torre, góndola, rotor y aspas, y cuenta con tecnología de alto rendimiento y diseño específico para vientos de alta velocidad. Mide 148,5 metros de altura, sumando los 84 metros de la torre y 64,5 metros de las aspas.

Siemens Energy y el fabricante de autos deportivos Porsche se han unido a varias empresas internacionales, entre ellas Enel, para construir una planta industrial para la producción de combustible prácticamente neutro en CO2 (e-combustible) en Punta Arenas, Chile.

La planta piloto se planea al norte de Punta Arenas, en la Patagonia chilena, la cual se espera que produzca alrededor de 130.000 litros de e-combustibles en 2022. La capacidad se ampliará en dos etapas hasta alcanzar unos 55 millones de litros en el 2024 y unos 550 millones de litros en el año 2026.

La empresa chilena dueña del proyecto, HIF (Highly Innovative Fuels), ya cuenta con los permisos medioambientales necesarios y Siemens Energy ya ha iniciado los trabajos preliminares para la siguiente gran fase comercial del proyecto.

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Nuevo reglamento para trabajos con alta tensión eléctrica

Mediante la Resolución 11/2022, la Superintendencia de Riesgos del Trabajo (SRT) aprobó el “Reglamento para la Ejecución de Trabajos con Tensión en Instalaciones Eléctricas Mayores a UN KILOVOLT (1 kV)”.

En el marco de la mesa cuatripartita de la actividad eléctrica que funciona bajo la órbita de los Programas Nacionales de Prevención (ProNaPre), y fruto del trabajo mancomunado y la colaboración entre los distintos actores, es que surge este nuevo reglamento sobre una propuesta elevada por la Asociación Electrotécnica Argentina (AEA).

En esta norma se incluyen nuevos parámetros de trabajo y distancias, las cuales se calculan considerando aspectos no incluidos en la Resolución SRT 592/04, tales como la cantidad de aisladores deteriorados que presente una instalación o la sobretensión de fases.

Asimismo, se modificaron otras situaciones que tienen importancia en el trabajo práctico de los trabajadores, tales como la habilitación para realizar trabajos eléctricos, la capacitación práctica de la tarea y su continuidad en el tiempo, la habilitación del personal, los controles y periodicidad de los ensayos de los elementos de protección y herramental de Trabajos Con Tensión (TcT), y el mayor detalle en la verificación previa de las condiciones de seguridad, entre otros puntos.

Asimismo, indica la obligatoriedad para todos aquellos empleadores que realicen trabajos con tensión de poner el reglamento a disposición de sus respectivas comisiones de higiene y seguridad y la realización de planes de capacitación para la habilitación de las personas trabajadoras que efectúen dichas tareas de riesgo. De acuerdo con el texto de la normativa, la misma entrará en vigencia a partir de los 90 días corridos desde su publicación en el Boletín Oficial.

Desde la publicación de la Resolución SRT 592/04 y a través de la práctica cotidiana y de la caracterización de la siniestralidad de esta actividad se fue acumulando experiencia e información que, junto con los avances producidos en nuestro país y en el exterior, terminó decantando en la necesidad de trabajar por una normativa actualizada que permitiese el mejoramiento progresivo de las condiciones de higiene y seguridad del sector eléctrico.

De la elaboración de la Resolución 11/22, además de la SRT, participaron:

APSEE (Asociación del Personal Superior de Empresas de Energía)Federación Argentina de Trabajadores de Luz y FuerzaSindicato Luz y Fuerza CapitalSindicato Luz y Fuerza RosarioSindicato Regional de Luz y Fuerza de la PatagoniaFECESCOR (Federación de Cooperativas Eléctrica y de Obras y Servicios Públicos Ltda. de la Provincia de Córdoba)ADEERA (Asociación de Distribuidores de Energía Eléctrica de la República Argentina)AEA (Asociación Electrotécnica Argentina)EDELAP (Empresa Distribuidora La Plata Sociedad Anónima)EdenorEdesurTransenerUART (Unión de Aseguradoras de Riesgos del Trabajo)

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Producción de gas 60% ampliada para Pampa Energía

La empresa llegará al invierno con un récord de 11,4 millones de metros cúbicos diarios debido al aumento de la capacidad de producción. La compañía lleva adelante una cuantiosa cantidad de trabajos para alcanzar un aumento en su producción de gas, que resulta ifundamental para acompañar la alta estacionalidad de la demanda nacional, reducir importaciones de gas desde el exterior, el uso de combustibles alternativos contaminantes y como consecuencia, el uso de reservas en moneda extranjera. El Mangrullo está ubicado a 50 kilómetros de Cutral Có y Plaza Huincul, en Neuquén y es uno de los principales activos de la […]

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Santa Fe: La licitación del gasoducto metropolitano se realizará el 16 de marzo

Así lo informó la empresa estatal ENERFE. La obra beneficiará a más de 250.000 habitantes del gran Santa Fe y Esperanza. La inversión nacional supera los 3.000 millones de pesos. El gobierno provincial, a través del Ministerio de Infraestructura, Servicios Públicos y Hábitat, y de la empresa estatal ENERFE – Santa Fe Gas y Energías Renovables-, dio a conocer la prórroga de la licitación pública Nº 1/22 – Gasoducto Metropolitano, Provincia de Santa Fe – 1º ETAPA: Compra de Cañería. La misma se realizará el próximo 16 de marzo, a las 12 horas, en las oficinas de ENERFE – Francisco […]

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El presidente se reunió con la CEO del grupo minero francés Eramet

El presidente Alberto Fernández se reunió hoy en Casa Rosada con Christel Bories, presidenta y directora ejecutiva del grupo minero francés Eramet, quien lo interiorizó de los avances para la construcción de una planta de litio en la provincia de Salta, con una inversión de 400 millones de dólares, en el marco del programa que lleva adelante el Gobierno nacional para el desarrollo de la explotación y la industrialización de ese mineral. El ministro de Desarrollo Productivo, Matías Kulfas, explicó al término del encuentro que “con este proyecto, la Argentina en esta gestión ya lleva nueve proyectos anunciados e inicios […]

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¿Qué plan tiene en mente Nación en pos de incentivar la inversión en el sector energético?

El Gobierno desarrollará, según indicaron, un “plan energético de mediano plazo” que conlleva un conjunto de medidas para incentivar la inversión pública y privada en infraestructura. Además buscará incrementar la oferta de distintas fuentes de generación, mejorar la eficiencia del consumo e iniciar un camino para que las tarifas reflejen de manera predecible los costos mayoristas de gas y electricidad. El nuevo plan está contemplado en el acuerdo anunciado ayer por el Gobierno con el Fondo Monetario Internacional (FMI) y que también vaticina un esquema tarifario de los servicios de gas y electricidad para el bienio 2022/2023, que incluirá la […]

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Explora Vaca Muerta: la historia del yacimiento

Jimena Grandinetti recorrió de una forma distinta la reserva de petróleo y gas no convencional más grande de la Argentina. En el primer capítulo, repasamos la historia de Vaca Muerta. Vaca Muerta es una formación geológica de shale situada en la cuenca de Neuquén, Río Negro, La Pampa y Mendoza. La extensión del yacimiento es de 30 mil kilómetros cuadrados y sus reservas la convierten en el segundo recurso más importante del mundo en gas no convencional y el cuarto en petróleo no convencional. La importancia para el desarrollo energético de la Argentina ha convertido a este yacimiento en noticia […]

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Ya se habla del petróleo a US$ 130 el barril

Desde la crisis financiera global de 2008 no había niveles de petróleo tan elevados, con impacto en la inflación global. Los precios del petróleo alcanzaron el nivel más alto desde 2008: desde el trigo hasta el aluminio y el carbón también se han disparado en un movimiento que tendrá profundos efectos en las empresas y en los consumidores globales. El riesgo es un tsunami económico: la playa está en calma pero las olas llegarán en algunas horas. Financial Times: “Los precios mundiales de las materias primas van camino de la mayor recuperación semanal en más de 50 años y los […]

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EEUU: Los principales compradores de petróleo ruso detienen sus compras

Gran cantidad de refinerías estadounidenses están dejando de comprar el petróleo ruso. Esto es debido a las invasiones y atrocidades que ocurren en Ucrania por parte de los rusos. El tercer mayor importador estadounidense de crudo ruso, Monroe Energy LLC, dijo el pasado martes que no entraría en nuevos acuerdos de suministro “en el futuro previsible”, convirtiéndose en la última refinería en evadir el petróleo de la nación. Phillips 66, que el año pasado compró 3,8 millones de barriles de petróleo ruso, se negó a comentar. Por su parte, Chevron Corp., que importó alrededor de 4 millones de barriles a […]

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España: Los expertos plantean subir impuestos a los hidrocarburos y un tipo único de IVA

El comité para la reforma fiscal propone elevar la fiscalidad verde y un tipo mínimo de Patrimonio y Sucesiones Los expertos que forman el comité para la reforma fiscal proponen subir la fiscalidad de la gasolina y el diésel, así como establecer un tipo mínimo en los impuestos de patrimonio y sucesiones, aunque la ministra de Hacienda, María Jesús Montero, ha descartado cualquier subida de tasas a corto plazo. “No es justamente en esta semana un momento en el que vayamos a plantear hacer de manera inmediata ninguna subida fiscal”, señaló Montero en el acto de entrega del libro blanco […]

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Ternium Argentina quiere más de u$s 1000 millones por las acciones de su par mexicana

El directorio decidió pedirle a Ternium Internacional que mejore la oferta que hizo por el 28,73% de Ternium México que tiene la ex Siderar. La operación podría agilizar un plan de inversiones del grupo por u$s 1000 millones para las plantas de aceros planos de Techint en la Argentina Ternium Argentina, filial del holding de productoras de aceros planos del Grupo Techint, pedirá que se mejore la oferta de u$s 1000 millones que su controlante había hecho en diciembre por las acciones de Ternium México que son propiedad de la ex Siderar. Así, lo decidió su directorio, en la reunión […]

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Estacioneros alertan que el aumento del petróleo ya impacta en el accionar de las petroleras

Los expendedores temen que la escalada del Brent a causa de la invasión rusa, impulsen un sendero de valores al surtidor difícil de prevenir. Ayer el crudo superó los 114 USD, el valor más alto de los últimos 11 años. La incertidumbre que ocasiona en el mercado energético la guerra impulsada por Rusia y las restricciones comerciales que la Unión Europea y EEUU impusieron contra una de las grandes potencias en petróleo y gas, repercute en las Estaciones de Servicio argentinas que vienen enfrentando problemas de abastecimiento y rentabilidad de carácter local. El presidente de la cámara de Expendedores de […]

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Latam Future Energy invita a su encuentro presencial en República Dominicana para analizar oportunidades de inversión en energías renovables en México, Centroamérica y El Caribe

Es en este contexto de expansión Latam Future Energy llega al país, convocando a los principales líderes de la comunidad energética de República Dominicana, México, Centroamérica y El Caribe.

Si bien la sede será Santo Domingo, participarán referentes del sector de toda la región, lo que permitirá visualizar las perspectivas de la industria en toda su dimensión. Los líderes del sector renovable de México, Centroamérica y El Caribe se darán cita durante 2 días en este encuentro único.

ADQUIRIR ENTRADAS

Algunos Panelistas Confirmados

 Alfonso Rodríguez – Viceministro de Ahorro y Eficiencia Energética – Ministerio de Energía y Minas – República Dominicana
Edward Veras – Director Ejecutivo – CNE
Rafael Velazco – Superintendente de electricidad – Superintendencia de Electricidad
Luz Arreguin – Directora – ETESA (Panamá)
Francisco Berríos Portela – Director del Programa de Política Pública Energética – Departamento de Desarrollo Económico y Comercio – Puerto Rico
Enrique de Ramón -Business Development Director | MCAC SBU – AES
Eduardo Solis – Latam Marketing Manager & Product Specialist –Growatt
Harold Steinvorth – Head DG Latam – Trina Solar
Sergio Rodríguez – Service Manager Latinoamérica – Solis
Ramón Candia – CIO – CIFI
Nanda Singh – Periodista – Energía Estratégica
Gastón Fenés – Director Periodístico – Energía Estratégica
Oriol Brunet – Gerente de América Latina – Ingeteam
Álvaro Villasante – Vicepresidente de Gestión de Negocios e Innovación – Grupo Energía Bogotá
Juan Carlos Navarro – Co Fundador & Senior Advisor – NSolar – Panamá
Alfonso Rodríguez – CEO – Soventix Caribbean
Jorge Dengo – Líder de Asuntos Regulatorios y Desarrollo de Mercados para Centroamérica – Celsia Energía
Milton Morrison – Gerente General – Edesur Dominicana
Arnaldo Bisono – Market Origination Manager – AES Puerto Rico
Nicolás Giancola – Origination Manager – CIFI
Alvaro Vergara – Vocal – ASOFER
Rafael Burgos – CEO – Ennova
Gustavo Vergara – CIO– GP Capital Partners
Cesar Santos – Managing Partner – Magnetar GP

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Colombia otorgó beneficios tributarios a 10 GW de renovables y espera un boom para este 2022

¿Cuántos beneficios que se han otorgado hasta el momento a proyectos de renovables (y cantidad de MW) y qué consideraciones hace sobre tal entrega?

El valor estimado de la inversión avalada por parte de la UPME es de 3.555.342 MCOP (3,5 Billones de pesos -910 millones de dólares-) que representan un IVA potencial ahorrado en la compra de equipos y prestación de servicios destinados a las inversiones en proyectos de FNCE (renovables) de 675.532 millones de pesos.

Estos proyectos suman una capacidad aproximada de más de 10.000 MW desde el año 2016 a la fecha de hoy.

Estos indicadores nos demuestran que los beneficios tributarios hacen a las inversiones en este tipo de tecnologías más atractivas, debido a que se disminuye el CAPEX de los proyectos y la recuperación de la inversión es mucho más rápida.

Esto quiere decir que vamos en la dirección correcta para consolidar la transición energética, liderar la lucha contra el cambio climático y acelerar el cierre de brechas.

¿Cómo está funcionando la expedición de certificados y cuál es la respuesta del sector privado?

La expedición de los certificados que permiten acceder a los beneficios tributarios de deducción de renta, exclusión del IVA y exención de derechos arancelarios a quienes realicen inversiones en proyectos de FNCE y a los beneficios tributarios de descuento en el impuesto de renta, deducción de renta y exclusión del IVA, para quienes realicen inversiones en proyectos de gestión eficiente de la energía, funciona de la siguiente manera:

Los interesados en acceder a dichos incentivos deben enviar su propuesta de proyecto a la UPME a través del botón de radicación que se encuentra en la página web de la entidad. Esta propuesta de proyecto debe contener como mínimo los requisitos que para el caso de los proyectos de FNCE, se encuentran el artículo 4 de la Resolución UPME 203 de 2020 y para el caso de los proyectos de GEE se encuentran en el artículo 3 de la Resolución UPME 196 de 2020.

 

Una vez se recibe la solicitud, la UPME cuenta con un tiempo inicial de 10 días hábiles para validar si la misma se encuentra completa o incompleta. En ambos casos, la entidad le informa al solicitante por correo electrónico ya sea que la misma se encuentre completa y proceda a evaluación, o si falta información para iniciar el proceso de evaluación.

 

En cuanto inicia el proceso de evaluación, la UPME cuenta con 35 días en el caso de FNCE y 60 días en el caso de GEE para decidir acerca de la misma. En ese periodo, si la entidad considera que necesita información adicional igualmente le informa al solicitante por correo electrónico y le especifica el plazo que tiene para responder.

 

Finalmente, en cuanto se concluye la evaluación y el solicitante obtiene su certificado, debe presentarlo ante la entidad competente.

Es importante mencionar, que este proceso ha tenido mejoras en el tiempo, que han permitido disminuir los tiempos de respuesta.

Durante el periodo comprendido entre el año 2019 a agosto de 2020 teníamos un tiempo promedio de respuesta de 77 días calendario para FNCE y 133 para GEE (eficiencia energética).

Al implementar diferentes estrategias, como cambios al procedimiento, contratar nuevos apoyos, talleres, ayudas didácticas para los solicitantes, entre otros, el tiempo de respuesta paso a ser de 62 días calendario para FNCE y 94 para GEE.

Finalizando el año 2021 el tiempo paso a ser de 47 días calendario para FNCE y 59 para GEE, cerrando así el año 2021 con una disminución de más del 50% en el tiempo del procedimiento si lo comparamos con el año 2019.

Lina Escobar, Subdirectora de Demanda de la UPME

Esta mejora en el procedimiento y en los tiempos, ha generado que el sector privado confíe en el proceso y en el mecanismo. Las estadísticas nos demuestran que la cantidad de solicitudes presentadas en el año 2021 son 2,5 veces la cantidad de solicitudes realizadas en el año 2020 y 4,2 veces la cantidad de solicitudes realizadas en el año 2019.

¿Cree que en este 2022 se entregarán mayor cantidad de beneficios tributarios que durante 2021?

Como se mencionó anteriormente, para el año 2021 la cantidad de solicitudes presentadas en el marco de los incentivos tributarios para proyectos en FNCE son 2,5 veces la cantidad de solicitudes realizadas en el año 2020, 4,2 veces si lo comparamos con el año 2019 y 10 veces si se compara con el año 2016. En ese sentido, con base en la tendencia, se esperaría que para este año el número de solicitudes aumente.

Vale la pena mencionar que estos incentivos no solo están diseñados para proyectos en Fuentes no Convencionales de energía, también lo están para los proyectos de GEE y ahora con la Ley 2099 de 2021, lo estarán para los proyectos de hidrógeno verde y azul.

En ese sentido, en el caso de GEE, con el nuevo PROURE y la inclusión de nuevos sectores, se espera un aumento en las solicitudes de este tipo de proyectos.

Así mismo, en cuanto se regule el procedimiento para acceder a los incentivos para los proyectos de Hidrógeno verde y azul se comenzarán a recibir este tipo de solicitudes.

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República Dominicana cambiaría su esquema para lanzar licitaciones de energías renovables

“El actual sistema es muy discrecional y es un peligro”, planteó el superintendente de electricidad, Rafael Velazco Espaillat, refiriéndose a los procesos de solicitud de concesiones provincial y definitiva a los que deben someterse los proyectos renovables que quieren interconectarse en República Dominicana.  

En conversación con Energía Estratégica, Velazco señaló que aquella opinión no es sólo suya desde la Superintendencia o exclusiva del actual gobierno a través de distintas autoridades de la cartera energética.  

“Me consta que técnicos de otros gobiernos también piensan que tenemos que modificar la ley para que el sistema sea por licitaciones”, consideró. 

Y si bien aseguró estar de acuerdo en que República Dominicana deba “migrar hacia un sistema de licitaciones”, aclaró que estas no podrán darse en el corto plazo. 

¿Cuál es la barrera? Primeramente, Velazco trajo a colación que habría que cambiar la ley a través del Senado para permitir licitaciones de energías renovables y por eso no sería el camino inmediato a seguir. 

A aquello se suma que, según registros de la Superintendencia, no habría capacidad disponible en redes de transmisión para nuevos proyectos: 

“Quedaban 330 MW en alta tensión y fueron copados por los últimos seis contratos de renovables a los que se les honró el PPA para dar continuidad a sus procesos pese a que no los iniciaron con la actual administración”. 

Visto aquello, transparentó que el gobierno a través de la Superintendencia viene trabajando en la actualización de los reglamentos que si bien no permitirán mecanismos de selección de grandes proyectos, sí debieran incentivar sistemas renovables como aquellos de generación distribuida, ya que estos sí pueden emitirse mediante decreto y movilizarse este año. 

Tal es así que recientemente la Superintendencia dio a conocer su propuesta para el Reglamento para la Aprobación, Interconexión y Operación de Instalaciones de Generación Distribuida de Energía. 

Aquel documento ya ha recibido comentarios de representantes de ASOFER, ADOSEA y el Consejo Unificado de las EDES durante una reunión con Velazco.

Identificado el interés de la iniciativa privada para nutrir la iniciativa reglamentaria, se otorgó a las entidades antes mencionadas un plazo adicional para que puedan remitir, de nuevo pero por escrito, sus observaciones antes del 16 de marzo y así avanzar cuanto antes en su implementación.

Entidades de República Dominicana debaten la reglamentación de la Generación Distribuida

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Fernández: «Con dos proyectos de gas no hay espacio para licitaciones de renovables en Panamá»

La iniciativa privada considera que hay buena voluntad por parte de autoridades de la cartera energética panameña para impulsar alternativas de generación renovable. 

En tal sentido, la Agenda de Transición Energética al 2030, las 5 Estrategias que esta propone y las instancias de participación público privadas creadas por la Secretaría Nacional de Energía siguen teniendo el visto bueno de la industria. 

Ahora bien, empresarios renovables advierten que sería preciso acelerar la implementación de las medidas que se ya propusieron para no perder terreno frente al gas que viene ganando lugar en las redes de alta tensión con más de 500 MW de potencia que estarían en construcción. 

Así lo consideró Federico Fernández, presidente de la Cámara Panameña de Energía Solar (CAPES) quien en conversación con Energía Estratégica expresó: 

“Con los dos proyectos de gas en camino, no hay espacio para que el gobierno convoque a licitaciones. Por eso, los privados estamos viendo a otro lado en este momento y la expectativa está puesta en lo que se pueda hacer en redes de distribución”.

“Por eso, nuestros agremiados coinciden en que hay que acelerar la implementación de las cinco estrategias que ha trabajado la Secretaría. El problema es no ejecutar suficientemente rápido lo propuesto políticamente para que los avances sucedan en el mercado.”, subrayó. 

¿Qué se debería resolver para acelerar la incorporación de las renovables? Desde la perspectiva de Fernandez, algunos temas aún no están en juego y quedan pendientes movilizar para dotar de mayor dinamismo al sector renovable; entre ellos, que Grandes Clientes puedan comprar directamente energía y potencia a precios acordados libremente y sin tener que pagar cargos extra por generación.

Hasta tanto, el mercado entre privados es lo que está impulsando el crecimiento de generación renovable en la red: “Los PPA y otros contratos bilaterales están en pleno vigor”, indicó el presidente de CAPES. 

Un desafío adicional para apalancar nuevos proyectos entre privados es permitir la operación de comercializadores en el sector: 

“Todo el mundo está esperando que se habilite la figura del comercializador. El problema es que eso depende de la modificación de la Ley 6 del sistema eléctrico. Y volvemos a lo mismo, necesitamos que se aceleren estos pasos para dar lugar a más renovables en el mercado».

Concluyendo, Federico Fernández valoró que no sólo se trata de voluntad política y que podrían cruzarse otras variables en el medio:

«En este caso, el ejecutivo no puede hacer nada sin que el legislativo decida avanzar la actualización de la legislación. Por eso, aparece como problema el pulseo político que va mucho más allá del sector eléctrico y la política desgraciadamente tiene ese lado feo en el que algunas veces hay que dar alguna cosa a cambio de otra». 

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La ACSP solicitará condiciones especiales de participación dentro de la Licitación de Suministro en Chile

Likana, proyecto de Cerro Dominador de 690 MW de capacidad, fue la gran promesa para la tecnología de Concentración Solar de Potencia (CSP): Se presentó en la Licitación de Suministro del año pasado a un precio de 33,99 dólares por MWh.

Sin embargo, no pudo contra las propuestas eólicas y solares fotovoltaicas, que ofertaron su energía a menos de la mitad de ese valor.

Este hecho generó malestar dentro de la Asociación de Concentración Solar de Potencia (ACSP), quienes consideran que el Gobierno sólo se centra en los precios y no pondera externalidades positivas de esta tecnología.

En una entrevista para Energía Estratégica, Cristián Sepúlveda, gerente ejecutivo de la entidad, hace un balance de la industria y enfatiza sobre las expectativas que tienen para este año.

En líneas generales, ¿qué balance hacen desde ACSP sobre el 2021 en lo que respecta al desarrollo de la energía de Concentración Solar de Potencia (CSP) en Chile?

Sin duda tenemos un balance muy positivo. El 2021 entró en operaciones el primer proyecto de torre de Latinoamérica y Chile, Cerro Dominador. Una demostración de que la CSP es una tecnología madura y que responde a las necesidades energéticas que tiene Chile y el mundo, en especial pensando en los procesos de descarbonización y los compromisos ambientales que adquieren los países.

También es un año importante porque la CSP pudo ser considerada como una tecnología en las proyecciones que realiza la PELP del Ministerio de Energía (2023-2027), ahí logramos entrar con tres configuraciones (6, 9 y 13 horas de almacenamiento respectivamente).

Además, en todos los escenarios se muestra que la CSP tendrá una participación importante en nuestro Sistema Eléctrico y continuamos con la concientización sobre la necesidad de reconocer mejor los atributos de las tecnologías como la CSP y que eso se traduzca en determinar condiciones adecuadas para su desarrollo.

Estamos conciencies del tiempo que toma la construcción e instalación de estos proyectos y de ahí la necesidad de comenzar lo más pronto posible si queremos que nuestro sistema eléctrico avance a la descarbonización y a la vez mantenga su estabilidad y atributos necesarios.

De las iniciativas que vienen propugnando, ¿cuáles de ellas creen que son las más atendibles para este 2022?

Esperamos que en este 2022 se consolide el proceso para que Chile abandone la generación con energías fósiles definitivamente.

En ese sentido, continuaremos concientizando sobre la importancia que tiene reconocer atributos como sostenibilidad, estabilidad que tiene la generación de energías síncronas como la CSP y otras.

En ese camino, esperamos reunirnos lo antes posible con las nuevas autoridades del Ejecutivo y del Legislativo para plantearle esta y otras inquietudes, como ya lo hicimos en la Convención y en el Senado.

La CNE ya anunció una primera Licitación de Suministro para este año, de dos que debieran desarrollarse. ¿Cree que en alguna de ellas deberían darse un cupo especial para tecnologías limpias de base?

De acuerdo al calendario de la CNE para el primer semestre está considerada una subasta (2022/01) por 5.250 GWh para abastecer clientes regulados desde el 2027 por 15. Y, adicional a eso, debiera llevarse otra (2022/02) por 2.500 GWh para el segundo semestre, desde el 2028 en adelante.

Creemos que en estas licitaciones nuestro país debería reconocer mucho más los particulares atributos de la CSP, más allá del precio.

Entendemos que las energías limpias son cada vez más baratas (lo mismo sucede con la CSP), pero, además de eso, es necesario valorar qué tipo de tecnologías permiten que la matriz energética sea estable (como la CSP). Ahí está en punto de inflexión y creemos que las futuras licitaciones deben apuntar en ese camino.

¿Qué expectativas tienen para este 2022?

Tenemos grandes expectativas en este 2022.

Esperamos que este año sea el año de la CSP en Chile, con el anuncio de nuestros proyectos y la valorización de los atributos de la tecnología.

Tenemos ya el anuncio del proyecto Likana y confiamos en que aparecerán nuevos actores y nuevas iniciativas.

Sabemos que las condiciones para la CSP en Chile son las ideales por radiación, atenuación atmosférica, pero queremos que existan otros incentivos al desarrollo de proyectos y la valorización de los atributos.

Sin lugar a dudas marcará un punto de inflexión en el potencial desarrollo de proyectos en Chile.

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La AEE asegura ante la Comisión de Energía del Senado que no favorece un impuesto al Sol en Puerto Rico

La Comisión de Proyectos Estratégicos y Energía que preside el senador Javier Aponte Dalmau retomó los trabajos legislativos para continuar con la evaluación del Restructuring Support Agreement (RSA), plan para reestructurar la deuda de la Autoridad de Energía Eléctrica (AEE), en los que citó a dicha agencia y a la Autoridad de Asesoría Financiera y Agencia Fiscal de Puerto Rico (AAFAF).

Esta vista pública responde a la Resolución del Senado 270 que busca identificar mecanismos para el repago de la deuda de la AEE que no causen aumentos tarifarios al precio de energía.

El director ejecutivo de la AEE, Josué Colón, explicó en su ponencia que “la reestructuración bajo el Título III no resultará en la cancelación de servicios de la deuda de la Autoridad, independientemente del modo de la reestructuración… Quisiéramos enfatizar en que la Autoridad necesita salir del Título III… la salida del Título III mejorará el perfil de riesgo de la Autoridad ante las contrapartes en acuerdos contractuales y mejorará los términos con sus suplidores”.

Colón aseguró y fue enfático en que no favorece un impuesto al sol “ni ahora ni en el futuro”. “Debemos reconocer que los clientes que permanecen conectados a la red eléctrica deben compartir la responsabilidad de los costos asociados a su operación y mantenimiento… Recordemos que toda esta infraestructura servirá a todos los clientes que se mantengan conectados a la red, incluyendo aquellos que tengan métodos alternos para producir su energía. Si un cliente desea autogenerar energía y no aportar a los costos de mantenimiento de la red, la única opción sería que se desconectase por completo del sistema eléctrico”, añadió el funcionario.

Aponte Dalmau cuestionó al funcionario en cuanto al cumplimiento de las métricas establecidas en la Ley 17 para alcanzar un mínimo de integración de energía renovable en el País; a lo que el Director Ejecutivo dijo que “hay una Ley de política pública energética establecida y una Corporación que está haciendo todo lo que está a su alcance junto al Negociado para cumplir con ella, pero la realidad es que lo veo difícil que podamos llegar allá en el mundo real que estamos”.

Otra de las preguntas realizadas por el Senador a Colón, fue si habrá algún tipo de transacción con la Planta AES. “No existe ninguna conversación en el presente, ni la habrá en el futuro relacionada con ningún rescate financiero… No habrá ningún tipo de negociación en esa dirección”, expresó Colón Ortiz. Asimismo, reconoció que “de AES no estar en el panorama, eso pone el sistema de nosotros en un mayor riesgo porque no tendríamos la redundancia”.

Por su parte, el licenciado Nelson Pérez, subdirector de la AAFAF, explicó que “como contraprestación por asumir el riesgo de disminución de la demanda, los tenedores de bonos exigieron ciertas garantías, comúnmente conocidas como «Protecciones de Demanda» (o Demand Protections en inglés), para protegerse contra un escenario en el que el consumo general no disminuya, pero los clientes consuman menos de la AEE. Estas protecciones adicionales son las que han llevado a que el Cargo de Transición sea erróneamente etiquetado como el Impuesto al Sol”.

En cuanto a ese cargo, Aponte Dalmau preguntó de cuánto sería el cargo de transición propuesto en el RSA, a lo que respondieron que comenzaría en 2.7 hasta 4.5 centavos kilovatio hora al cabo de 24 años.

Pérez reconoció que “finalizar e implementar el RSA permitirá que la AEE se ajuste con mayor facilidad a las necesidades de sus clientes y provea el servicio que estos merecen. No hacerlo, expone a los individuos y empresas que se sirven de nuestro sistema eléctrico a pagar un precio muy alto por la energía eléctrica, el cual se estima puede llegar a $0.30 por kilovatio hora según estima la Junta de Supervisión Fiscal en el Plan Fiscal de la AEE si no se reestructura la deuda y se reforma el Sistema de Retiro de la AEE”.

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Ecuador asume la coordinación pro témpore del Sistema de Interconexión Eléctrica Andina

Durante la sesión telemática, representantes, altos funcionarios y autoridades del sector de energía de: Chile, Colombia, Perú, Bolivia y Ecuador, reafirmaron la voluntad política de sus naciones para continuar con proyectos conjuntos con el objetivo de impulsar la integración eléctrica regional.

“A través de la Coordinación pro témpore, el Ecuador, en enlace con las naciones que conforman SINEA, continuará con el desarrollo de acciones para fortalecer temas de infraestructura, seguridad jurídica, planificación regional, entre otros aspectos, que resultan fundamentales para una necesaria integración energética regional”, señaló el Ministro de Energía, Juan Carlos Bermeo Calderón durante su intervención.

Bajo ese contexto, se refirió a la interconexión Ecuador – Perú a 500 kilovoltios (kV), un proyecto esencial para la integración de la región andina y uno de los proyectos principales de SINEA, que permitirá incrementar las transacciones de energía, más aún cuando existe una marcada complementariedad hídrica entre ambos países; así también, constituye el vínculo para la integración de Chile y Bolivia al corredor andino y por ende un beneficio regional adicional.

Asimismo, el Titular de la Cartera de Energía señaló que, desde octubre de 2021, la Agencia de Regulación y Control de Energía y Recursos Naturales No Renovables (ARCERNNR), ejerce la presidencia pro témpore del Comité Andino de Organismos Normativos y Organismos Reguladores de Servicios de Electricidad (CANREL), entidad que es parte de la Comunidad Andina de Naciones (CAN), organismo que dentro de su hoja de ruta estableció concluir con la aprobación de los reglamentos para la aplicación de la Decisión CAN 816, referente al “Marco supranacional para el intercambio de electricidad a nivel de los países miembros de la CAN”.

En este sentido, el Ministro Bermeo indicó “Como Estados miembros de SINEA debemos comprometer todo nuestro esfuerzo en realizar, actualizar y concluir los estudios que permitan establecer nuevos proyectos de infraestructura de interconexión y otros necesarios para el óptimo funcionamiento del Mercado Andino Eléctrico Regional. Tengan la certeza que este trabajo continuará, de nuestra parte, con decisión y empeño para alcanzar las metas regionales planteadas”.

SINEA nació con la suscripción de la Declaración de Galápagos, el 02 de abril de 2011, a fin de desarrollar un corredor eléctrico andino mediante la construcción de infraestructura necesaria para la interconexión eléctrica regional y para la creación de un marco regulatorio que facilite los
intercambios y transacciones de energía eléctrica. Cuenta con el apoyo del Banco Interamericano de Desarrollo (BID), que ha brindado su contingente, a través de recursos económicos y técnicos, que han viabilizado estudios en los ámbitos de regulación y ejecución de
infraestructura.

Ecuador, a través de la coordinación pro témpore de SINEA, se compromete a fortalecer y consolidar la integración energética regional a través del trabajo mancomunado entre Chile, Colombia, Perú y Bolivia. El objetivo es viabilizar la interconexión eléctrica andina e interconectar los mercados eléctricos de los países miembros, acorde a los lineamientos del Gobierno Nacional, basados en la apertura del país al mundo.

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AMLO apuntó otra vez contra contratos «leoninos» de energías renovables

Durante la conferencia matutina, AMLO acusó que durante el periodo neoliberal solo se le dio facilidades a particulares para producir energía limpia y se dejó de lado a la Comisión Federal de Electricidad (CFE), pero aseveró que en algunos casos eran “negocios sucios”.

“No se consideró que lo que se produce de energía en las hidroeléctricas de la CFE y en otros procesos, en otras plantas eran energías limpias”, dijo.

“En el sistema nacional de energía se tenía que comprar primero la energía a los particulares y parar las plantas de generación de la CFE y si nosotros estamos garantizando que no aumente el precio de la energía eléctrica, no puede ser que nosotros estemos haciendo un esfuerzo de reducción de costo y los particulares no aporten nada, se continúe con los mismos contratos leoninos”, agregó.

Previamente, el primer mandatario indicó que el Consejo Coordinador Empresarial (CCE) está en todo su derecho de agotar todos los recursos legales contra el plan energético, luego de que el organismo manifestó que el instrumento era una violación flagrante al marco constitucional y legal mexicano.

“A través de este instrumento, Sener usurpa facultades para incidir ilegítimamente en las reglas del sector y en las condiciones de competencia. Dicho acuerdo se publicó sin respetar procesos legales y normativos. Esto representa un ataque frontal a la certeza jurídica de las inversiones en México, causando graves consecuencias para el país como la pérdida de empleos, de confianza de inversionistas, y afectaciones para los proyectos eléctricos de todas tecnologías en al menos 18 estados de la República, los cuales representan inversiones por más de 30 mil millones de dólares”, sostuvo el sector empresarial en un comunicado.

 

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Por la sequía la participación de renovables en Uruguay fue la más baja en siete años

La generación eléctrica en Uruguay de energías renovables fue durante febrero de 2022 fue de 63,6%, la menor participación en casi siete años.

La consultora Seg Ingeniería sostuvo que “la sequía continúa impactando sobre la producción de energía eléctrica y, por primera vez desde mayo de 2015, la principal fuente de generación fue la térmica”.

La firma especializada consignó que durante el segundo mes del año la energía térmica representó el 36,4% de lo generado (348 gigavatio-hora), la hidráulica el 16,7% (160 GWh), la eólica el 35,4% (338 GWh), la biomasa el 7,4% (70 GWh) y la fotovoltaica el 4,1% (39GWh).

La generación eléctrica en Uruguay fue 63,6% renovable durante febrero, siendo la menor participación en casi 7 años.

La sequía continúa impactando sobre la producción de energía eléctrica y, por primera vez desde mayo de 2015, la principal fuente de generación fue la térmica. pic.twitter.com/ZzXtYmT21T

— SEG Ingeniería (@SEGIngenieria) March 3, 2022

Por su parte, en la comparación interanual la producción de hidroelectricidad en febrero mostró “una caída del 66%, al tiempo que la generación térmica creció con respecto a mismo mes de 2021”.

Según Seg Ingeniería, la variación la producción de energía térmica creció 336%, la eólica 11%, la biomasa 5% y la fotovoltaica 3%.

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YPF consolidó su recuperación y prevé invertir US$ 3.700 millones este año

Durante 2021 el EBITDA (ganancias antes de intereses, impuestos y amortización) ajustado de la compañía YPF alcanzó los 3.839 millones de dólares, más que duplicando la rentabilidad de 2020 y un 6 % superior a los niveles prepandemia de 2019.

Un informe de la energética de mayoría accionaria estatal detalló que “el margen sobre ventas fue del 29 %, el más alto de los últimos 5 años”.  YPF obtuvo en el cuarto trimestre una ganancia neta de 24.730 millones de pesos que, sumado a los resultados positivos del tercer trimestre, le permitieron recuperar prácticamente la totalidad de las pérdidas netas acumuladas en el primer semestre del año.

La compañía logró cumplir con la ejecución de su plan de inversiones por 2.700 millones de dólares anunciado a comienzos del año pasado, que resulta un 70 % superior respecto al año anterior y constituye la mayor inversión corporativa del país.  En particular, en el cuarto trimestre la compañía invirtió 908 millones de dólares,  un 30 % superior respecto al trimestre anterior.

“La producción total de hidrocarburos se mantuvo estable por primera vez luego de 5 años de caídas consecutivas.  El trabajo que se realizó durante el año para optimizar la producción permitió cerrar el último trimestre con un incremento de casi 9 % en petróleo y 12 % en gas respecto de igual período en 2020”, destacó.

 La actividad no convencional continuó mostrando excelentes resultados y actualmente representa más de un tercio de la producción consolidada de la compañía. La producción de crudo no convencional mostró un crecimiento del 62 % en el último trimestre respecto a igual trimestre del año anterior, mientras que la producción de gas no convencional se duplicó en el mismo período.

 Además, en 2021 se completó el mayor número de pozos horizontales desde que comenzó el desarrollo de Vaca Muerta hace 10 años. “Las inversiones, los resultados obtenidos y la eficiencia lograda durante el 2021, le permitieron a YPF mejorar sustancialmente sus reservas que superaron los 1.100 millones de barriles de petróleo equivalentes, la mayor cifra en cinco años y un 24 % superior al año anterior”, señaló el informe.

El índice de reemplazo de reservas se ubicó en 229 %, la marca histórica más alta registrada en los últimos 20 años. Por el lado del Downstream, las ventas domésticas de combustibles consolidaron una recuperación anual mejor a lo esperada.  En el cuatro trimestre del 2021, las ventas fueron superiores en un 7 % aproximadamente respecto a la etapa prepandemia.  Los niveles de procesamiento en las refinerías se recuperaron a lo largo del año, alcanzando una tasa de utilización del 84,7 % en el último trimestre del año.

En materia financiera, el flujo de caja libre fue positivo por séptimo trimestre consecutivo, acumulando 882 millones de dólares en el año, lo que permitió disminuir la deuda neta de la compañía que se ubicó en el nivel más bajo desde 2015 y alcanzó un ratio de endeudamiento neto saludable de 1,6 veces en relación con el EBITDA ajustado.

Para el año 2022, YPF tiene planificado invertir 3.700 millones de dólares, lo que representa un incremento de más del 40 % en comparación al año 2021. El plan de inversiones estará focalizado nuevamente en el Upstream, que concentrará una inversión de 2.800 millones de dólares. Dentro de ese valor, 1.600 millones serán destinados específicamente al desarrollo de la actividad no convencional.

Además, la compañía planifica invertir 700 millones de dólares en el Downstream, principalmente en las obras para readecuar las refinerías a las nuevas especificaciones de combustibles bajando el contenido de azufre y proyectos destinados a la evacuación del crudo de Vaca Muerta.

“Como resultado de este ambicioso plan de inversiones, la compañía estima aumentar la producción anual de hidrocarburos un 8 % en comparación a 2021, lo que significará el mayor crecimiento orgánico de los últimos 25 años”.

Dicho crecimiento se apalanca en gran medida por el fuerte impuso de la producción en Vaca Muerta, que crecerá más del 40 % en el año, destacó YPF.

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Gobierno giró al Congreso documentos acordados con el FMI. Tarifas de luz y gas segmentadas, y subas en base al CVS

El ministerio de Economía comunicó que “el Gobierno Nacional giró al Congreso de la Nación el acuerdo alcanzado con el staff del Fondo Monetario Internacional para refinanciar la deuda récord de aproximadamente US$ 45.000 millones que tomó la administración de Juntos por el Cambio”.

“Se eleva de esta forma al Poder Legislativo un proyecto que incluye como anexos la totalidad de los documentos que conforman el acuerdo, esto es, el Memorándum de Políticas Económicas y Financieras y el Memorándum de Entendimiento Técnico”, señala el comunicado.

El texto del acuerdo, se estima, será tratado en el Parlamento la semana próxima.

“Luego de intensas negociaciones, el Gobierno nacional logró cerrar con el FMI un acuerdo que permitirá al país refinanciar los compromisos asumidos en el fallido programa Stand By de 2018 que presentaba vencimientos concentrados principalmente en los años 2022 y 2023”.

“El nuevo programa busca seguir generando condiciones de estabilidad necesarias para abordar los desafíos estructurales existentes y fortalecer las bases para un crecimiento sostenible e inclusivo”, explicó Economía.

Al respecto, se describió que “el acuerdo alcanzado se basa en lo que se conoce como Servicio Ampliado del FMI (Acuerdo de Facilidades Extendidas; EFF, por sus siglas en inglés) que incluye 10 revisiones que se realizarán de manera trimestral durante dos años y medio”.

El primer desembolso se realizará luego de la aprobación del programa por parte del directorio del FMI. El resto de los desembolsos se hará luego de completarse cada revisión. El período de repago de cada desembolso es de 10 años, con un período de gracia de 4 años y medio, lo que implica comenzar a pagar la deuda a partir de 2026 y hasta 2034.

El comunicado hace especial hincapié en “la gran incertidumbre en los mercados energéticos mundiales y el impacto de la evolución global de los precios de la energía”.

Al respecto ratificó criterios que fueron anticipados pocas horas antes por la Portavoz Presidencial al periodismo. Refiere que “el Gobierno está comprometido en procurar el logro de nuestros objetivos económicos y fiscales más amplios”.

Se revisa entonces la actual política de subsidios estatales a las tarifas de estos servicios públicos, en un contexto que resulta agravado por las fuertes subas de los precios internacionales del petróleo y el gas.

“En el marco de sus objetivos de estrategia energética, está determinado a lograr niveles de tarifas razonables y susceptibles de ser aplicadas con criterios de justicia y equidad distributiva para los servicios públicos de gas y electricidad, conforme a los parámetros objetivos que correspondan en cada caso. Estas revisiones abarcarán tanto a usuarios residenciales como no residenciales”.

“Para los usuarios residenciales se considerará como criterio objetivo el coeficiente de variación salarial (anteriormente denominado CVS), como lo establecía la Ley 27.443, frustrada por el veto total impuesto por la administración anterior”.

Con dicho parámetro, se describió que “el Poder Ejecutivo nacional impulsará, previa audiencia pública convocada a fines de abril de 2022, las medidas que tracen un sendero para el bienio 2022-2023 una nueva propuesta tarifaria con un esquema de segmentación de subsidios que enfoque los esfuerzos del Estado Nacional en aquellos usuarios vulnerables y con menor capacidad de pago”.

La segmentación para el bienio 2022-2023 contempla tres niveles, conforme los parámetros que determine el Poder Ejecutivo nacional en el marco de su competencia según el servicio público de que se trate:

usuarios que dejarán de ser beneficiarios de subsidio al consumo energético en función de su plena capacidad de pago;usuarios beneficiarios de la tarifa social, para quienes el incremento total en su factura para cada año calendario será equivalente al 40% del CVS del año anterior.para el resto de los usuarios el incremento total en la factura para cada año calendario será equivalente al 80% del CVS correspondiente al año anterior. Durante los años 2022 y 2023 no podrán contemplarse otros incrementos por encima de los aumentos previstos, para las categorías de segmentación de usuarios b) y c). Para el año 2022 se incluirán para el cálculo, los incrementos aplicados durante todo el año calendario.

La propuesta para los usuarios no residenciales, contempla el pago de la tarifa plena para los Grandes usuarios de distribuidor (Gudi), y para el resto se procederá con una revisión tarifaria según la propuesta definida en la audiencia pública.

Se desarrollará un plan energético de mediano plazo que incluirá acciones tendientes a: (i) incentivar la inversión privada y pública para aumentar la generación y transmisión de energía, incluyendo la construcción de gasoductos y la expansión de la capacidad de producción de GNL y energía renovable.

(ii) reducir las pérdidas en el segmento de distribución mediante mejoras en los medidores, la facturación, y la cobranza;

(iii) mejorar la eficiencia del consumo energético y la conservación del recurso;

(iv) fortalecer la focalización y la progresividad de los subsidios energéticos;

(v) asegurar que, con el tiempo, las tarifas energéticas de los consumidores finales residenciales  y no residenciales reflejen mejor, y de manera más  predecible, los costos mayoristas del gas y la electricidad.

Economía refirió que “durante los meses de negociaciones se ha logrado llegar a entendimientos con el staff del FMI acerca de la importancia de alcanzar un programa acorde a las necesidades y desafíos de la Argentina y que no implique una inhibición en la recuperación económica”.

En este sentido, el Ministerio agregó, “hay coincidencia en que la inflación es un fenómeno multicausal -siendo uno de los principales desafíos de la política macroeconómica- que debe ser abordado desde un enfoque integral. La condición necesaria para consolidar la desinflación es mantener un proceso de acumulación de reservas que le otorgará al Estado mayor autonomía en la ejecución de políticas públicas”.

La cartera a cargo de Martín Guzmán señaló que “el programa refuerza el compromiso de estabilidad cambiaria, descartando movimientos bruscos y estableciendo que la administración cambiaria buscará asegurar la compatibilidad a mediano plazo del tipo de cambio real con el objetivo de acumulación de reservas”.

Al mismo tiempo, se indicó, “se avanzará en una consolidación fiscal progresiva que reduzca el déficit fiscal, en el marco de la recuperación de la actividad económica y una reducción gradual del financiamiento monetario del mismo, así como también de un marco de implementación de la política monetaria que redunde en tasas de interés reales positivas para fortalecer la demanda de activos en pesos”.

También se consignó que “este proceso será acompañado por políticas de precios e ingresos que contribuirán a anclar expectativas en pos de una desinflación gradual junto a una continuidad de la recuperación de los ingresos reales”.

Asimismo, se indicó que “se apunta a una reducción gradual del déficit fiscal, consistente con un crecimiento moderado del gasto en términos reales con el objetivo de apuntalar la recuperación económica en curso, al tiempo que se fortalecen el crédito y la moneda nacional”,

 “Hemos desarrollado una estrategia de consolidación fiscal plurianual con el objetivo de lograr un déficit primario del 2,5 % del PIB en 2022, cayendo al 1,9 % del PIB en 2023 y al 0,9 % del PIB para el 2024”, define uno de los Memorándum.

Economía consideró que “este sendero hace posible un paquete equilibrado de medidas de gastos e ingresos para sostener una política expansiva que permita aumentar la inversión en infraestructura, ciencia y tecnología, promover la generación de empleo, seguir impulsando la actividad económica y fortalecer la asistencia social”.

Esta última estará enfocada en “abordar la pobreza infantil y reorientando el apoyo para promover la inclusión en el mercado laboral, particularmente de las mujeres y las personas con menor calificación laboral”.

En relación a las jubilaciones, el acuerdo con el FMI no prevé ninguna reforma previsional, por el contrario, se prevé continuar con la mejora de los haberes mediante la aplicación de la fórmula de movilidad jubilatoria establecida en la Ley 27.609. Dicha fórmula permite que las prestaciones crezcan a partir de los incrementos de la recaudación nacional y de los salarios de la economía.

“También hay entendimiento en la importancia de impulsar políticas de crecimiento y resiliencia para abordar los cuellos de botella de largo plazo y sentar las bases de un crecimiento más sostenible e inclusivo”, se indicó.

Estas políticas tratarán de potenciar el crecimiento y la diversificación de las exportaciones; la inversión y la productividad; el desarrollo económico local y regional; el empleo formal y la inclusión laboral que incluya perspectiva de género; mejoras en la eficiencia y la sostenibilidad del sector energético; las políticas de mitigación y adaptación ambientales y; el desarrollo más amplio de los mercados de capitales.

El proyecto ingresará al Congreso de la Nación en los términos de la ley 27.612 de Fortalecimiento de la Sostenibilidad de la Deuda Pública -impulsada por el Gobierno Nacional- que establece que, entre otras, que todo programa realizado con el FMI requerirá de una Ley del Honorable Congreso de la Nación que lo apruebe expresamente.

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Apoyo sindical de petroleros de Chubut a la explotación offshore

El Sindicato del Petróleo y Gas Privado del Chubut, que tiene como Secretario General a  Jorge “Loma” Ávila, manifestó en un comunicado su “fuerte apoyo a la iniciativa de búsqueda de recursos naturales en el mar argentino”.

“Lo hacemos defendiendo la inversión, la Producción y los puestos de trabajo que esto implica, con la posibilidad de generar ingresos genuinos al país que inyecten un gran incentivo a las economías regional y nacional”, señaló un comunicado de la entidad sindical.

“La Explotación Offshore generaría decena de miles de puestos de trabajo privados formales directos. “Además, se calcula que por cada puesto de trabajo que se genera en nuestra industria, se crean 5 puestos indirectos, beneficiando a las empresas prestadoras de servicios y otras industrias”, se sostiene.

“El 90% del petróleo y el gas que se produce en el país se consume en el país. Nuevos yacimientos y más inversión le permitirán a la Argentina paliar su déficit energético, aliviando las cuentas externas, ayudando a equilibrar la balanza comercial, financiera y cambiaria de la argentina. El mismo efecto tendrán también el aumento de la producción destinada a la exportación”, se puntualizó.

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La Secretaría de Energía, el Banco Nación y FECENE acuerdan $ 3.000 millones de financiamiento para las pymes de Vaca Muerta

A partir de la articulación del secretario de energía, Darío Martínez, los presidentes del Banco Nación y de la Federación de Cámaras de Empresas del Sector Energético de Neuquén (FECENE) firmaron un convenio de asistencia financiera por $ 3.000 millones El Banco Nación (BNA) y la FECENE suscribieron un convenio con líneas de crédito de hasta $ 3.000 millones destinado a las Micro, Pequeñas y Medianas Empresas del sector energético de la provincia de Neuquén, y con el objetivo de la producción de hidrocarburos en la región. El acuerdo fue suscripto en la sede central del Nación entre Eduardo Hecker, […]

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Chubut: Arcioni destacó el desarrollo de las industrias como “motores de la economía del Chubut”

El mandatario provincial remarcó la importancia de la industria petrolera y de la pesca, “dos de los principales motores de la economía de Chubut”. Al respecto, el Gobernador repasó que “la industria petrolera de nuestra provincia genera empleo para más de 15 mil personas, ya sea de manera directa o indirecta, con buenos salarios y estabilidad, un bien escaso en estos tiempos, el cual representa entre el 30% y el 35% de nuestra economía provincial y el 37% del total de la producción nacional”. Inversión de 1.000 millones de dólares En el mismo sentido, Arcioni recordó que “el 32% de […]

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Un gigante invirtió U$D100 millones en Filo del Sol: el detrás político y minero

BHP, que en Chile tiene la mina de cobre más grande del país, compró parte de las acciones del proyecto hermano de Josemaría. Una de las empresas mineras más grandes del mundo, BHP, confirmó durante la madrugada de este martes que invertirá U$D100 millones en Filo Mining, la empresa a cargo de la exploración del yacimiento Filo del Sol, perteneciente a Lundin Mining. Se trata del retorno a San Juan de la gigante anglo australiana a más de 20 años de su salida. Es que esta empresa estuvo a cargo de la exploración de Casposo. La inversión, además de significar […]

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Vencimiento de concesiones hidroeléctricas: Neuquén y Río Negro trabajarán en una propuesta conjunta

El gobernador Omar Gutiérrez convocó “a una mesa de trabajo integrada por legisladores de ambas provincias, vicegobernadores y autoridades del Congreso de la Nación”. El gobernador Omar Gutiérrez recordó que el año próximo “habrán de producirse los vencimientos de las concesiones otorgadas por el Estado nacional para la operación, mantenimiento y explotación comercial de los aprovechamientos hidroeléctricos existentes sobre los ríos Limay y Neuquén” y destacó el trabajo conjunto que se realizará junto a la vecina provincia de Río Negro. Durante su discurso de apertura de sesiones legislativas, Gutiérrez informó que se firmó un acuerdo con la gobernadora de Río […]

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El puerto de Mar del Plata recibe 293 millones de pesos

Ayer, en la continuidad de la exposición del gobernador Lic. Axel Kicillof reunido frente a empresarios y cámaras, en el Hotel Provincial, anunció el envío de 293 millones de pesos para infraestructura del puerto de Mar del Plata. Entre los diversos anuncios que realizó el gobernador bonaerense Axel Kicillof, bien vale destacar aspectos referidos al puerto marplatense, como también vale destacar que distintos actores del sector pesquero y de la industria naval pudieron expresarse libremente, seguramente con la firma convicción de que en el corto plazo se ponga “manos a la obra” de cuestiones que son inminentes. El máximo responsable […]

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Subieron 16% las fracturas en Vaca Muerta en el mes de febrero

El crecimiento es con respecto al mes anterior, al registrarse unas 864 etapas, según indica el reporte difundido por Luciano Fucello, country manager del NCS Multistage. En enero, la producción promedio de petróleo de Neuquén creció a 254.357 barriles diarios, con un notable saldo del +47,21% interanual, mientras que la de gas ascendió a 80,71 millones de m3, casi un 30% más que el mismo mes del 2020. La actividad fue liderada en el segundo mes del año por YPF, con 313 etapas, seguida de Tecpetrol con 238, Pan American Energy (PAE) con 129, Vista con 92 y Pluspetrol con […]

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Al filo de la negociación con el FMI, Guzmán le tuerce la mano al cristinismo y las tarifas aumentarán más del doble de lo previsto

La vocera presidencial Gabriela Cerruti confirmó este jueves por la mañana en conferencia de prensa que las tarifas residenciales de gas y electricidad se segmentarán en tres grandes grupos: el 10% de los usuarios de mayor poder adquisitivo dejará de recibir subsidios al consumo energético, 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 de los usuarios la suba será equivalente al 80% del CVS del año anterior. En 2021 el CVS subió 56,5%. Por lo tanto, para los beneficiarios de la tarifa social la suba será del 22,6% y para el resto trepará al 45,2%, salvo el 10% de mayor poder adquisitivo que deberá afrontar un incremento sustancialmente mayor. La funcionaria adelantó además que a fines de abril se convocará a una nueva audiencia pública para validar este esquema que regirá durante 2022 y 2023.

Tal como informó EconoJournal a fines de diciembre, la propuesta que había impulsado el cristinismo de aumentar las tarifas residenciales un 20% a lo largo de todo 2022 no contaba con el aval del Ministerio de Economía. La estrategia del ministro Martín Guzmán fue evitar la confrontación interna sobre ese tema, pero seguir trabajando en un esquema alternativo que terminó de cerrar al filo de la negociación con el Fondo Monetario Internacional. Este giro en la política tarifaria deja al subsecretario de Energía Eléctrica, Federico Basualdo, y al interventor del Enargas, Federico Bernal, delegados del cristinismo en el área energética, en una posición de extrema debilidad luego de haber operado para que el aumento fuera solo de 20%. ¿Qué dirán en la próxima audiencia pública para defender un ajuste que terminará siendo de más del doble de lo previsto para la mayoría de la población?

Los detalles del acuerdo por tarifas

Durante su conferencia de prensa matinal, Cerruti leyó el fragmento que se acordó con el FMI en lo que respecta a las tarifas:

“Atendiendo a la gran incertidumbre de los mercados energéticos mundiales y el impacto de la evolución global de los precios de la energía, el gobierno está comprometido a procurar el logro de nuestros objetivos económicos y fiscales más amplios. En el marco de sus objetivos de estrategia energética, está determinado a lograr niveles de tarifas razonables y susceptibles de ser aplicadas con criterios de justicia y equidad distributiva para los servicios públicos de gas y electricidad conforme a los parámetros objetivos que corresponden a cada caso. Estas revisiones abarcarán tanto a usuarios residenciales como no residenciales y contendrán las propuestas de exclusión si correspondiere. Para los usuarios residenciales, se considerará como criterio objetivo el Coeficiente de Variación Salarial, como lo establecía la ley 27.443. Con dicho parámetro, el Poder Ejecutivo impulsará, previa audiencia pública convocada a fines de abril de 2022, las medidas que trazen un sendero para el bienio 2022-2023, una nueva propuesta tarifaria con un esquema de segmentación de subsidios que enfoque el esfuerzo estatal en aquellos usuarios vulnerables y con menor capacidad de pago incentivando la adopción de medidas que induzcan el uso racional de los servicios”

Luego leyó los tres niveles que contempla el bienio 2022-2023 de la segmentación:

a) Los usuarios que dejarán de ser beneficiarios de subsidios al consumo energético en función de su plena capacidad de pago. Según confirmo el presidente el martes, será el 10% del total.

b) los usuarios beneficiarios de tarifa social para quienes el incremento total en su factura para cada año calendario será equivalente al 40% del Coeficiente de Variación Salarial del año anterior, y

c) para el resto de los usuarios el incremento total en la factura para cada año calendario  será equivalente al 80% del Coeficiente de Variación Salarial correspondiente al año anterior.

“Durante los años 2022-2023 no podrán contemplarse otros incrementos por encima de los topes previstos para la categoría de segmentación de los usuarios b y c si el gobierno realiza una implementación exitosa del esquema de segmentación propuesto y para el año 2022 se incluirán para el cálculo los incrementos aplicados durante todo el año calendario”, aclaró Cerruti.

Una interna política delirante

El 29 de diciembre del año pasado, el cristinismo salió a instalar en los medios de comunicación que en 2022 el aumento en las tarifas de luz y gas se ubicaría en torno al 20% para cerca del 80% de los hogares, mientras que el 20% de mayor poder adquisitivo debería enfrentar una suba sustancialmente mayor debido a la quita de subsidios, aunque no se precisó de cuánto podría llegar a ser ese ajuste.

El encargado de difundir esa versión, que no contaba con el aval de Guzmán, fue el subsecretario de Energía Eléctrica, Federico Basualdo, a quien el propio Guzmán intentó desplazar sin éxito a comienzos del año pasado.

Lo que buscó el cristinismo con esta acción de prensa fue primerear a Guzmán e instalar en la opinión pública que la suba tendría un tope del 20%. De este modo, al albertismo le sería difícil desandar ese camino sin dejar en evidencia una vez más el descalabro interno. La falta de coordinación explicó que el anuncio se haya filtrado inicialmente como un off the record sin que ningún funcionario haya salido a poner la cara y explicar la medida. Lo único que hubo fue un tweet del secretario de Energía, Darío Martínez, quien el jueves 30 de diciembre por la tarde escribió: “La corrección tarifaria será del 20% en las facturas de energía eléctrica y gas para la generalidad de los usuarios”.

En aquella ocasión, EconoJournal informó que Guzmán no estaba al tanto de la jugada. Ante las consultas periodísticas posteriores, desde el Ministerio de Economía aseguraron que la decisión de salir a instalar que el aumento de tarifas iba a ser del 20% sí había estado consensuada, pero lo hicieron solo porque en todo momento tuvieron claro que era menos costoso políticamente para ellos decir que estaban al tanto que reconocer que no lo estaban. Es decir, se terminó avalando la jugada del cristinismo para no romper lanzas en ese momento.

En ese contexto fue que Basualdo y el interventor de Enargas, Federico Bernal, avanzaron con la convocatoria a audiencias públicas para convalidar la suba del 20%, mientras Guzmán siguió trabajando con un esquema alternativo que contemplaba incrementos mayores.

El cristinismo incluso filtró a comienzos de febrero una propuesta de segmentación tarifaria que preveía un aumento adicional al 20% anunciado solo para el 10% de mayores ingresos. Ese borrador que enviaron a los medios con un modus operandi similar al utilizado en diciembre comenzaba diciendo: «El aumento de tarifas de electricidad estipulado para principios de año será de hasta 20% en 2022 a nivel nacional y se aplicará por única vez en el año«,

La ley 27.443

Una vez cerrado el acuerdo con el FMI, se decidió presentar el nuevo plan tarifario y hacer referencia a la ley 27.443 para justificarlo, pese a que esa norma había sido impulsada en un contexto absolutamente diferente, cuando se quería poner freno a las subas de tarifas impulsadas por el entonces ministro de Energía, Juan José Aranguren.

“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. Así, alineamos el tema de las tarifas con una política clara para recomponer los ingresos en términos reales”, aseguró el mandatario”, aseguró Alberto Fernández el martes en la inauguración de las sesiones ordinarias del Congreso.

-¿Lo de la ley 27.443 es la manera que encontraron para aumentar más del 20% sin que el cristinismo les pueda decir nada? –le preguntó EconoJournal ese mismo martes a una alta fuente del gobierno.

-Sí. –respondió el funcionario sin dar mayores detalles.  

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El petróleo llegó a más de u$s113 el valor más alto tras 7 años

Ayer el crudo se vendió por encima de los u$s 110 el barril. El fuerte ascenso sucedió tras una avalancha de desinversiones en activos petrolíferos rusos por parte de las principales empresas y a las expectativas de que el mercado seguirá escaso de oferta durante los próximos meses. La Agencia Internacional de la Energía (AIE), compuesto por sus 31 países miembros, acordó liberar 60 millones de barriles de petróleo procedentes de las reservas de emergencia para hacer frente al alza de los precios del crudo. El crudo Brent ganó un 11% esta semana luego de que Rusia invadió Ucrania y […]

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Wintershall Dea cancela la financiación de Nord Stream 2

No se avanzará ni implementará ningún proyecto adicional en Rusia. Transacciones de pago ya detenidas La infraestructura crítica seguirá siendo operada Declaración conjunta del comité de empresa y la junta ejecutiva El Consejo de Administración de Wintershall Dea AG ha decidido no avanzar ni implementar ningún proyecto adicional de producción de gas y petróleo en Rusia y cancelar su financiación de Nord Stream 2 por un total de alrededor de 1.000 millones de euros. En una declaración personal ayer, el director ejecutivo de Wintershall Dea, Mario Mehren, enfatizó que la guerra de agresión del presidente ruso contra Ucrania ha sacudido […]

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La academia de AOYPF y su formación ejecutiva exclusiva para operadores de YPF

La Asociación lanzará durante 2022 una fuerte propuesta académica que darán a conocer en el mes de marzo. Se trata de la Academia AOYPF, un proyecto que tendrá por objetivo brindar herramientas y conocimientos especialmente diseñados para Operadores de Estaciones de Servicio YPF y sus equipos gerenciales, pensados para profesionalizar su gestión, mejorar su liderazgo y anticiparse al futuro. Este será un año muy especial para los Operadores de la red de YPF, ya que además de celebrar el centenario de la creación de la petrolera estatal, la AOYPF festejará el 10º aniversario de su conformación. Según Cecilia Zucco, faltan […]

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Rio Negro: El nuevo edificio sustentable de la Secretaría de Energía se inaugurará a mitad de año

El edificio sustentable donde funcionarán todos los organismos dependientes de la Secretaría de Energía, tiene un gran estado de avance de obra y es inminente su inauguración. La construcción posee un alto grado de avance y puede verse a la vera de la Ruta 22, entre dos de los accesos a Cipolletti, en un terreno que fue cedido por el municipio. Puntualmente está ubicado sobre la colectora Ing. Cesar Cipolletti y la intersección de calles Los Sauces y Los Arrayanes. Al igual que otras obras públicas que tenía en marcha el Gobierno Provincial, pudo reactivarse pese a la pandemia de […]

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Masivo éxodo de empresas en Rusia tras la invasión a Ucrania

El avance de la Federación Rusa en territorio ucraniano generó múltiples sanciones económicas y que diversas compañías petroleras, de comunicación y automotrices dieran por finalizadas sus respectivas relaciones con el país presidido por Vladimir Putin. El rechazo a la invasión de Ucrania y las consiguientes sanciones impuestas a Rusia han provocado un éxodo de multinacionales extranjeras que abandonan o reducen sus operaciones en suelo ruso, tras tres décadas de beneficiarse del lucrativo mercado postsoviético. La exclusión de algunos bancos rusos del sistema de pagos SWIFT, el cierre por la Unión Europea y Canadá de su espacio aéreo, correspondido por Moscú, […]

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La suba en el precio internacional del GNL dispara el costo de la compra de gas para el invierno argentino

Como viene sucediendo en los últimos años, para satisfacer el abastecimiento de gas en el mercado interno durante los meses de invierno el Gobierno deberá importar Gas Natural Licuado (GNL) a través de los barcos que ingresan por el puerto de Bahía Blanca o Escobar, donde se produce el proceso de regasificación para luego inyectar el combustible al sistema local.

Sin embargo, la guerra en Ucrania disparó los precios internacionales, lo que pone presión al Gobierno en medio de las negociaciones con el Fondo Monetario Internacional por la reducción de los subsidios a la energía y la escasez de divisas en el Banco Central.

Este miércoles el precio internacional del GNL superó los USD 60 por MMBTU en el Dutch TFF (punto de comercio de gas natural en los Países Bajos), aunque luego el precio descendió. En tanto, en la cotización de Japón, otra referencia del mercado internacional, se acercó a los USD 39.

La mayor demanda de gas importado a través de barcos para satisfacer la demanda del invierno corresponde a una menor entrega de gas desde Bolivia, que atraviesa un declino en su producción, y a la sequía que bajó la generación hidroeléctrica. Esta caída genera más demanda de combustibles líquidos para generar electricidad.

 

El GNL se utiliza para poder trasladar el gas en estado líquido mediante buques metaneros. Luego, al llegar al puerto se regasifica para poder ser inyectado a la red de gasoductos local. Los buques provienen de Estados Unidos, Qatar, Trinidad y Tobago. El traslado del buque desde puerto de carga hasta la Argentina puede durar hasta 35 días.

La expectativa del Gobierno es que recién en el invierno de 2023 las importaciones de GNL comiencen a reducirse si se concreta la inauguración de las obras del gasoducto Néstor Kirchner cuya licitación ya fue anunciada. Los plazos son ambiciosos y esperan que la primera etapa pueda estar finalizada para mediados del año próximo.

“Solamente el caño, sin compresión, nos estaría generando un ahorro por más de USD 1.000 millones en importación de combustible gas y líquidos y en el orden de los USD 400 millones de ahorro en subsidios. Al tener un hidrocarburo más barato se abarata toda la cadena de generación de energía eléctrica”, indicó Agustín Gerez, hace dos semanas en declaraciones radiales. De todas formas, la previsión es que en 2023 se vuelva a contrata el buque regasificador por una cuestión preventiva, aunque los volúmenes de importación serán más bajos.

Según datos de la Secretaría de Energía presentados el 31 de enero pasado, durante la última audiencia pública, del volumen total demandado de gas para este año, la producción nacional abastecerá el 84% de la oferta total (el gas importado de Bolivia aportará el 7% y el GNL importado el 9%). Durante el invierno, la producción local representará 73%, el gas de Bolivia el 9% y el GNL importado el 18% restante.

Para este año, se espera que el precio promedio del gas de producción local sea de USD 3,53 por MMBTU. Mientras que el costo del gas importado de Bolivia —derivado del contrato entre Ieasa y la empresa YPFB de Bolivia— se estima en USD 7,46 por MMBTU. En los últimos años, la producción de gas en Bolivia comenzó a decaer y también cayeron las importaciones hacia la Argentina. Según datos de Ieasa, está entregando un 25% o un 30% menos y la empresa se encuentran en un proceso de negociación para la provisión durante el invierno que culmina el próximo 31 de marzo.

 

 

Fuente: https://www.infobae.com/economia/2022/03/02/la-suba-en-el-precio-internacional-del-gnl-dispara-el-costo-de-la-compra-de-gas-para-el-invierno-argentino/

 

 

 

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Más presión sobre el precio del gas por la guerra en Ucrania: ¿Qué pasará con las tarifas y los subsidios?

El recrudecimiento del conflicto bélico entre Rusia y Ucrania vuelve a poner el acento en los subsidios energéticos. El precio del Gas Natural Licuado (GNL) se disparó a un máximo histórico y se encareció un 30% (a u$s50 mm el BTU). Por su parte, el precio del barril de Brent, de referencia para Europa, llegó a rozar los u$s113 y el barril West Texas Intermediate (WTI) avanza un 4,78%, hasta los u$s108,35. La incertidumbre sobre un posible recorte en el suministro fomenta el incremento de los precios en un momento en que la Argentina evalúa un recorte de los subsidios energéticos.

El país logró un acuerdo con el Fondo Monetario Internacional (FMI) con un paquete de políticas para llegar a un equilibrio fiscal en cuatro años. El primer objetivo a cumplir es el déficit primario del 2,5% para el 2022. Si bien en un principio no parece ser tan exigente, lo cierto es que el encarecimiento de los precios de la energía afectan y mucho a la hora de pensar en un recorte de subsidios. Vale recordar que la Argentina es un importador neto del gas ya que no cuenta con la infraestructura ni con la inversión necesaria aún para lograr soberanía energética.La Secretaría de Energía había calculado para este año un precio medio del GNL en u$s25 el BTU incluyendo el costo de regasificación, el triple de lo pagado en el 2021. Sin embargo la evolución del conflicto estima que se necesitarán entre u$s3.500 millones y u$s4.000 millones para comprar el combustible necesario para pasar el invierno. Según lo que se esperaba a principio del año, se iban a necesitar al menos u$s3.500 millones a la importación de gas en buques. Sin embargo, la cuenta se puede estirar hasta los u$s4.000 millones e incluso unos u$s500 millones más con los nuevos valores.

Ya durante la primera mitad de febrero, CAMMESA compró 25 buques de combustibles líquidos por un total de 800 millones de dólares al mismo tiempo que se busca acelerar el Gasoducto de Vaca Muerta clave para ahorrar al menos u$s1000 millones en importaciones del gas. La semana pasada, IESA llamó a licitación para la adquisición de los caños que deberán unir Neuquén con Santa Fe y Buenos Aires.

El acuerdo con el FMI incluye el compromiso del Gobierno nacional de elaborar un plan de reducción “gradual y permanente” de los subsidios energéticos. Para este año, Economía prometió un recorte del 0,6 por ciento, más un plan de segmentación y un aumento de tarifas del orden del 20% para usuarios residenciales. Pero dentro de esa cuenta, la segmentación no alcanza para reducir esas transferencias.

La promesa del Gobierno es que la segmentación impactará con una quita de transferencias del 0,08% del PBI. A los distritos de CABA y AMBA se le sumarían otras 9 jurisdicciones donde habría aumentos de tarifas más fuertes, según lo que se conoció hasta el momento del acuerdo con el Fondo.

Los altos precios internacionales marcarán el salto final de las facturas de GNL. Recientemente, Alberto Calsiano, jefe del Departamento de Energía de la Unión Industrial Argentina (UIA), aseguró que el 20% de aumento promedio de las tarifas de luz y gas “no mueven el amperímetro” de lo que reclaman las empresas transportadoras y distribuidoras.

“El precio del gas impacta directamente en el precio de la energía eléctrica. El precio del electrón en el mercado mayorista, tiene una componente importante del gas. Hoy un 64% de la energía eléctrica se genera por centrales térmicas, que deberían funcionar con gas natural. Pero hoy los yacimientos convencionales están decayendo la producción, Bolivia está dejando de enviar gas a la Argentina y lo que queda es el gas no convencional, principalmente con el yacimiento Loma La Lata de Vaca Muerta, pero ahí lo que no tenés es capacidad de transporte. Esa la trampa del oso: ¿cómo vamos a hacer para entregar gas a las centrales térmicas? La única forma será importar”, agregó Casiano. Bolivia, ya estima un recorte de la exportación del gas al menos en un 30%.

El ex secretario de Energía Emilio Apud consideró el 20% insuficiente, sino que también desechó el 30% promedio que tiene intenciones de ajustar Martín Guzmán. “Para reducir el déficit del sector o los subsidios que lo sostienen al 1,9% del PBI que permitiría alcanzar el acuerdo con el FMI, las tarifas de luz y gas en promedio tendrían que subir un 90% más la inflación en 2022, es decir, no menos de 150% en este año”.

Esta mañana, los contratos de futuros del gas natural negociados en la plataforma holandesa TTF tuvo una suba del 60% y llegó a rozar los u$s194,72 euros el megavatio hora (MHh) en el marco de una fuerte volatilidad.

 

 

Fuente:  https://www.ambito.com/economia/gas/mas-presion-el-precio-del-la-guerra-ucrania-que-pasara-las-tarifas-y-los-subsidios-n5383855

 

 

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Explora Vaca Muerta: la historia del yacimiento

Vaca Muerta es una formación geológica de shale situada en la cuenca de Neuquén, Río Negro, La Pampa y Mendoza. La extensión del yacimiento es de 30 mil kilómetros cuadrados y sus reservas la convierten en el segundo recurso más importante del mundo en gas no convencional y el cuarto en petróleo no convencional.

La importancia para el desarrollo energético de la Argentina ha convertido a este yacimiento en noticia permanente durante los últimos años. El ciclo Explora.Vaca Muerta busca en 4 capítulos conocer más sobre el tema pero desde un punto de vista diferente: con la conducción de Jime Grandinetti, indaga sobre su historia pero también sobre sus trabajadores, sobre la tecnología que se utiliza, sobre el impacto en la comunidad local y sobre el vínculo con otras áreas productivas y académicas.

En el primer capítulo, se abordó la historia de este yacimiento que entre sus rocas alberga las reservas más importantes del país de gas y petróleo no convencional.

Un poco de historia

Vaca Muerta fue descubierta por el geólogo estadounidense Charles Edwin Weaver en 1931. Sus investigaciones fueron retomadas y confirmadas por YPF en 2011. Y al día de hoy, se estima que sus reservas alcanzan los 27 mil millones de barriles de petróleo, lo que equivale a multiplicar por diez el stock argentino hasta el momento. En 2013, comenzó la explotación del yacimiento y a partir de 2014 la producción empezó a crecer exponencialmente.

Como relata Luciano Monti, gerente de Estudios de Desarrollo de YPF, “todo comenzó allá por 2007 y 2008 con los equipos de exploración. Primero, revisando antecedentes y luego, ya perforando los primeros pozos exploratorios”.

Todavía era una etapa de especulación pero también de mucha esperanza. “Vaca Muerta era una promesa, sabíamos que el potencial estaba. Teníamos estudios de la roca que indicaban que tenía muchísima riqueza pero había que lograr traer el petróleo y el gas a superficie para demostrar que el proyecto era viable” explica Monti.

Los primeros años fueron de inversión, fundamentalmente en tecnología. El principal obstáculo residió en que gran parte de las herramientas necesarias para explotar la formación no se encontraba en el país. Por eso, YPF buscó romper esta inercia y convencer, a través de exploración e inversión, para que el resto de las empresas de servicios con tecnologías adecuadas mudaran algunas de sus unidades a la Argentina. En este sentido, YPF fue pionero y líder en el desarrollo de Vaca Muerta con el objetivo de lograr la soberanía energética.

A partir de este primer impulso, la siguiente etapa fue escalar la explotación y generar cada vez más pozos. La recuperación de YPF en 2013 permitió agregar valor a Vaca Muerta y trabajar en pos del autoabastecimiento energético clave para el desarrollo del país. En 2014, esta estrategia se consolidó y la producción comenzó a crecer a un ritmo cada vez más vertiginoso.

Sus trabajadores, parte fundamental del proyecto, expresaron durante el ciclo Explora lo que significa participar de Vaca Muerta. Carina Tormo, Company Representative de perforación de YPF, resaltó que “es un orgullo estar produciendo algo propio. Dejamos de importar gas de Qatar y lo empezamos a producir acá. Es muy lindo sentir que uno aporta algo al crecimiento de su país”.

De esta manera la historia de Vaca Muerta se configura como una acumulación de esfuerzos empresariales y personales para lograr desarrollar un área clave para el futuro de la Argentina: la energética. En los próximos capítulos de Explora.Vaca Muerta, se conocerá más sobre este yacimiento y lo que involucra una explotación de su magnitud

 

 

 

Fuente: https://tn.com.ar/general/2022/03/03/explora-vaca-muerta-la-historia-del-yacimiento/

 

 

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Arcioni busca potenciar la Matriz Energética en Chubut

En lo que respecta a la energía renovable, Arcioni afirmó que “Chubut es un actor estratégico para ayudar a nuestro país a cumplir con los compromisos de reducción de emisiones contaminantes asumidos en el acuerdo de París y actualizados en el marco de las últimas cumbres del clima organizada por el presidente (de Estados Unidos) Joe Biden y la COP26 de Naciones Unidas”.

 

Indicó que “para el año 2030, Argentina propone que el 21% de la matriz energética nacional se alimente de fuentes renovables y actualmente se encuentra en un 6%”. En ese sentido, remarcó que Chubut “es un actor central en materia de energía eólica, ya que el potencial del territorio permite triplicar la potencia instalada con un proceso virtuoso de inversión, mejorando no solo la generación de energía en la provincia, sino también la calidad de vida de las y los chubutenses y el potencial productivo de aproximadamente el 80% del territorio provincial”.

El Gobernador destacó que “Chubut es la principal provincia en términos de potencia instalada respecto a la matriz eólica nacional aportando el 39% de la misma”.

 

Producción de hidrógeno

Reveló que, en nuestra provincia, “la producción de hidrógeno ya es una realidad. A partir de una iniciativa privada, ya está vigente un proyecto que está produciendo hidrógeno en pequeña escala, con la idea de proyectar y ampliar este proceso”. Aseguró que “desde el Gobierno, estaremos acompañando todo el talento y la innovación que circulan en torno a estos planes”.

El mandatario manifestó que a través de la Agencia Provincial de Promoción de las Energías Renovables “se está poniendo en marcha un laboratorio de hidrógeno que nos permitirá participar en el proceso de desarrollo de ese sector estratégico”.

 

 

Fuente: https://www.elchubut.com.ar/regionales/2022-3-2-15-29-0-arcioni-busca-potenciar-la-matriz-energetica-en-chubut

 

 

 

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Fortescue Future, la firma australiana detrás de la millonaria inversión en Río Negro

Corrían los últimos días del mes de octubre y el Gobierno daba manotazos de ahogado para revertir un desastroso resultado electoral en las Primarias de septiembre. Mientras, en Glasgow, Escocia una comitiva encabezada por el presidente Alberto Fernández negociaba acuerdos que hoy empiezan a dar sus primeros frutos.

Con el acompañamiento del ex capitán de Los Pumas y actual empresario Agustín Pichot, la empresa australiana Fortescue Future Industries adelantaba su intención de invertir hasta US$ 8400 millones hasta 2029 para producir y exportar hidrógeno verde desde Río Negro.

La firma Fortescue Metals Group, es el cuarto productor de hierro del planeta y busca pisar fuerte en la industria de las energías verdes a través de Fortescue Future Industries (FFI), una subsidiaria con ambiciosos proyectos en carpeta pero sin trayectoria en el rubro.

La iniciativa para la provincia de Río Negro contempla la construcción de una planta generadora de 650 MW en una primera etapa, ampliable a varios GW de potencia en fases posteriores. “Estamos hablando de una planta en una primera etapa de 600 megas, y escalar a dos gigawatt y luego a 15 GW”, señaló el ex rugbier, representante de Fortescue para Latinoamérica.

Fortescue ya ha iniciado trabajos de prospección en la provincia de Río Negro con vistas a la producción de hidrógeno verde a escala industrial. La empresa señaló que la inversión puede llegar a U$S 8.400 millones al 2029 y generará la creación de más de 15.000 puestos directos de trabajo y entre 40.000 y 50.000 indirectos. Para abastecer de energía a la planta se planifican montar tres parques eólicos con una potencia total de 2.000 MW.

De esta manera, se espera convertir a Río Negro en un polo mundial exportador de hidrógeno verde en 2030, con una capacidad de producción de 2,2 millones de toneladas anuales, lo que cubriría una producción energética equivalente a, por ejemplo, casi un 10% de la energía eléctrica consumida por Alemania en un año.

El gas del futuro

Fortescue Metals Group no necesita presentación en la industria minera. La compañía australiana compite en producción anual con gigantes como Vale, Rio Tinto y BHP. También tiene presencia en Sudamérica, con operaciones de exploración en Perú y Colombia.  En noviembre de 2018 adquirió una empresa argentina de exploración, Argentina Minera, obteniendo sus 48 concesiones mineras para explorar cobre y oro en San Juan.

Con el impulso de Andrew Forrest, la compañía creó en 2020 una empresa subsidiaria, Fortescue Future Industries, con el objetivo de entrar en la industria del hidrógeno verde. “Fortescue está comprometido con la descarbonización y, a través de FFI, hemos identificado proyectos de energía renovable e hidrógeno verde tanto en Australia como a nivel mundial, que podrían generar unos 300 GW de generación de energía”, explicó la empresa a sus inversores.

También aclaró que los proyectos impulsados por FFI son ajenos a la compañía controlante. “FFI desarrollará proyectos individuales, con la propiedad y la financiación garantizas por separado, sin recurrir a Fortescue”, señaló.

El objetivo de la compañía es alcanzar las 15 millones de toneladas de hidrógeno verde por año para el 2030, aumentando a 50 millones de toneladas por año durante la siguiente década, además de utilizar el hidrógeno para descarbonizar sus operaciones mineras.

Son objetivos ambiciosos si se considera que la Unión Europea apunta a producir un millón de toneladas de hidrógeno verde en 2024 y al menos diez millones para 2030. La demanda del “gas del futuro” proyectada para el mercado europeo es mayor que la capacidad de producción y FFI apunta a llenar ese hueco. Incluso, cerró acuerdos con las compañías británicas JCB y Rize por el que comprarán el 10% de la producción mundial de hidrógeno verde de FFI.

 

Fuente: https://negocios.com.ar/negocios/energia/fortescue-future-la-firma-australiana-detras-de-la-millonaria-inversion-en-rio-negro/

 

 

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Inflación, energía y la guerra: el nuevo escenario mundial

El contexto global no nos acompaña, si bien hay materias primas que exportamos en valores récord, internamente el precio de los combustibles, gas y energía eléctrica tendrá que aumentar fuertemente. El gobierno compra tiempo con el acuerdo con el FMI, se viene un shock inflacionario y una fuerte suba de tasas.

El escenario bélico genera un nuevo cambio en la economía mundial, más estructural y persistente en el tiempo. Rusia inició una escalada bélica contra su vecino Ucrania. Como consecuencias, el mundo le aplicó sanciones económicas a Rusia, escalando el conflicto a nivel global. El resultado es un país como Rusia, que representa el 3% del PBI global, versus la OTAN, que representa el 50% del PBI mundial. Evidentemente los rusos no midieron el conflicto desde el lado económico.

Como nadie descarta la posibilidad de que el conflicto pueda llegar a expandirse, los países han iniciado un incremento en los gastos de defensa. Hay que destacar que esto traerá como consecuencia un aumento en los déficits fiscales, que seguramente serán financiados con emisión o deuda, en ambos casos las consecuencias serán nocivas para las economías, habrá inflación o suba de la tasa de interés, esto implica que el mundo crecerá menos de lo pensado.

Rusia es exportador de materias primas, el mundo les dará la espalda a los productos rusos, será difícil en lo inmediato encontrar proveedores alternativos, estas materias primas no se podrán transformar en productos terminados al mismo ritmo que en el pasado, los costos unitarios de las empresas aumentarán y esto traerá consigo una inflación generalizada.

En resumen, más emisión de moneda a escala global y escasez de materias primas nos dejarán como resultado una mayor inflación internacional. A esto hay que sumarle el corte de la cadena de suministros, fletes que serán más caros y seguros que aumentarán ante un escenario de mayor riesgo, todo esto nos lleva invariablemente a una situación muy compleja.

El discurso del presidente en la inauguración de las sesiones ordinarias del Congreso no apuntó a cuestiones estructurales, Argentina tiene varios desafíos que solo se resolverán con el consenso de la clase política.

  1. Argentina necesita tener equilibrio fiscal, el déficit fiscal es la suma del resultado primario más el pago de intereses, Argentina tiene un déficit del 4,6% del PBI. Para revertir este resultado se necesita un trabajo mancomunado y objetivos comunes de toda la clase política, de esto nunca se habló en el Congreso.
  2. La inflación en Argentina debería ubicarse en torno de un dígito, en la actualidad tenemos una inflación del 50,7% en pesos y del 30,4% en dólares, no escuché cómo bajaremos estos niveles de inflación que nos hacen menos productivos.
  3. Necesitamos urgentemente recrear el ingreso de dólares al país, según el informe del Banco Central en el mercado cambiario del mes de enero tuvimos un déficit de U$S 486 millones, y no fue más elevado porque hubo adelanto de exportaciones. A esto hay que sumarle pagos en tarjetas por U$S 197 millones. Si no tenemos un plan para que ingresen más dólares, el Banco Central se quedará sin reservas (ya son muy pocas) y el mercado empujará una devaluación del dólar oficial.
  4. No se explicitó un plan económico para poder crecer en los próximos años, no tenemos un incentivo para que lleguen nuevas inversiones, seguimos en una economía con fuertes restricciones para comprar dólares y remesar utilidades al exterior. Los inversores del mundo nunca van a traer dólares, si no hay una legislación adecuada que les permita recuperarlos y remesarlos a sus casas matrices.
  5. No hay reforma laboral, tampoco incentivo a inversiones para que puedan crear más empleos. Seguir pensando que el empleo lo va a generar el Estado es una ilusión, el sector privado solo crece cuando hay inversión.
  6. No hay reforma previsional, ese también es un gran problema, sin dicha reforma las jubilaciones seguirán siendo pagadas con los ingresos fiscales del Estado, eso resta dinero para infraestructura y no genera empleo. Habría que repensar medidas para poder pagar las jubilaciones con ingreso genuino del Anses, generar espacio para que más personas trabajen y hagan aportes a la caja jubilatoria lo que reduciría el esfuerzo fiscal del Estado.

Conclusión

  •  Vamos a un escenario mundial de más inflación, suba de las materias primas, aumento de la tasa de interés y problemas para conseguir financiamiento a escala mundial. Si todos los países salen a buscar financiamiento, los grandes volúmenes se abroquelarán en aquellos países que tienen una mejor reputación crediticia, los países que no pagamos en tiempo y forma tendremos poco financiamiento y caro.
  • No hay que ponerse contento porque sube el precio de la soja, trigo y maíz, hay que mirar que también sube el precio del petróleo, gas y electricidad, Argentina no se autoabastece de estos productos, y lo peor es que los precios en el mercado interno están desanclados de los internacionales. Esto implica que tenemos una inflación reprimida muy importante, para 2022 la inflación será superior al 70% anual.
  • El flujo de pesos de la Tesorería es negativo, y poco se hace para dejar de tener déficit presupuestario, nos sobran pesos en este escenario, esa es la principal y única causa de la inflación.
  • El flujo de dólares es negativo, con lo cual nos faltan dólares para producir y crecer. Es imposible que tengamos más empleo de calidad, si no hay dólares para la producción. Tampoco hay un plan para incentivar inversiones.
  • El acuerdo con el FMI es muy bueno ya que posterga pagos de deuda de gran magnitud del corto al largo plazo, sin embargo, es una condición necesaria pero no suficiente para crecer.
  • La externalidad positiva del acuerdo será una mejora sustancial en el riesgo país, suba en el precio de los bonos y acciones. La externalidad negativa es que el Estado tendrá que financiar el déficit con crédito interno y esto traerá como consecuencia una suba de la tasa de interés. La iliquidez no es amiga del crecimiento.
  • El país viene golpeado por una sucesión de malos gobiernos que no nos hacen crecer desde el año 2011 a la fecha, a esto hay que sumarle una pandemia global y ahora una guerra. La solución en un plan económico consensuado de las fuerzas políticas, parecería que no tenemos suerte en este punto, los que hablan buscan las palabras justas para la discordia y los que escuchan se van, así es imposible que crezcamos en el año 2022 y vamos de cabeza a un escenario de alta inflación, rezando para que no llegue a los tres dígitos.

Fuente: https://www.ambito.com/opiniones/fmi/inflacion-energia-y-la-guerra-el-nuevo-escenario-mundial-n5384001

 

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La Secretaría de Energía, el Banco Nación y FECENE acuerdan $ 3.000 millones de financiamiento para las pymes de Vaca Muerta

El Banco Nación (BNA) y la FECENE suscribieron un convenio con líneas de crédito de hasta $ 3.000 millones destinado a las Micro, Pequeñas y Medianas Empresas del sector energético de la provincia de Neuquén, y con el objetivo de la producción de hidrocarburos en la región.

El acuerdo fue suscripto en la sede central del Nación entre Eduardo Hecker, presidente del BNA y Mauricio Uribe Roca, presidente de FECENE. El acto de la firma contó con la participación del secretario de Energía, Darío Martínez, quien trabajó para lograr un acercamiento entre el sector de la banca pública y los representantes de la pequeña y mediana empresa de la provincia de Neuquén.

“Las Pymes y empresas Regionales de Vaca Muerta tenían un problema de financiamiento. Junto con ellos y el Banco Nación hemos diseñado una línea de crédito de 3.000 millones de pesos, que, a partir de ahora, se pone a disposición de las empresas regionales que proveen bienes y servicios a la producción hidrocarburífera, y además de resolver el problema, generamos una palanca financiera de crecimiento” consideró Darío Martínez.

Sobre la importancia de acompañar la actividad productiva desde el Estado, Eduardo Hecker resaltó: “Para transformar las potencialidades el rol de la banca pública es estratégico. Por eso nosotros estamos aportando un financiamiento para hacer de los recursos de estas empresas una realidad concreta”.

En cuanto a las implicancias del convenio para el sector industrial neuquino, Mauricio Uribe, detalló que “Esto nos va a permitir dar el salto que necesita Vaca Muerta para poder generar lo que está esperando la Argentina: producción de gas y petróleo en los lugares donde se necesita y en la exportación del propio país que hoy, en la situación global, es lo que todos estamos esperando”.

Gracias a este acompañamiento financiero las empresas energéticas neuquinas podrán aumentar sus esfuerzos con vistas a una mayor producción de hidrocarburos, el desarrollo del shale gas y contribuir a la concreción del nuevo gasoducto troncal entre Vaca Muerta-Buenos Aires y el sur de Santa Fe.

Darío Martínez también destacó que el criterio federal de las políticas nacionales queda manifiesto al “dar oportunidades de crédito para la actividad pyme de Vaca Muerta, que está llamada a ser uno de los motores que traccione el avance de nuestro país”. Sobre lo cual agregó: “Las pymes son las grandes generadoras de empleo en el país, y hoy tienen el desafío de crecer e ir para adelante. Por eso es fundamental el financiamiento que el Banco Nación les va a dar a las pymes que van a desarrollar Vaca Muerta, para ponernos objetivos más grandes y poder alcanzarlos rápidamente. Por eso el presidente primero lanzó el Plan Gas.Ar y ahora el DNU para la licitación del gasoducto Néstor Kirchner”.

“Le agradezco a Darío que, como secretario de energía, fue el articulador de este encuentro entre los sectores proveedores de Vaca Muerta con el Banco Nación en lo que es una historia que hoy tiene un final feliz” manifestó el titular del BNA.

Por su parte, Uribe expresó “Es muy grato para nosotros poder rubricar algo que cual venimos gestando hace unos meses, la posibilidad de desarrollar el entramado empresario neuquino, y hacerlo con el apoyo de una entidad como el Banco Nación. Por eso estamos muy agradecidos con su presidente, y también con el secretario de energía, que fue el gestor de la idea y el promotor del acercamiento”.

Los ejes principales del programa apuntan a financiar inversiones y capital de trabajo para incrementar la productividad de la MiPyMEs en el distrito neuquino y contarán con la bonificación de tasas por parte del BNA. En particular, para los créditos a MiPyMEs, con destino a inversiones y capital de trabajo el monto máximo prestable será de hasta $ 50 millones por usuario; en el caso de Grandes Empresas, el monto máximo alcanzará los $ 200 millones.

La firma del convenio contó, además, con la participación de las siguientes autoridades: por parte del BNA, Martín Ferré y Raúl Garré (Directores), María Barrios (Gerenta General) y Gastón Álvarez (Subgerente General Principal de Negocios); por FECENE, Edgardo Phiellipp (Secretario), Ignacio Pascua, Gerardo Antenucci, Gabriel Baccaro y Anabela Bonaventa.

 

Fuente: https://www.argentina.gob.ar/noticias/la-secretaria-de-energia-el-banco-nacion-y-fecene-acuerdan-3000-millones-de-financiamiento

 

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Tu próximo Volvo, donde quieras descargá Volvo Truck Builder en tu celular y conocé la nueva línea en realidad aumentada

Volvo Trucks y Buses Argentina será la primera filial en América Latina en tener disponible la app para el público. “Experimente su nuevo camión como si acabara de salir del concesionario. Camine, abra la puerta y mire adentro. O llévelo afuera y vea cómo se vería en las operaciones de la vida real. Explore cada característica en detalle para tener una idea de cómo se vería y se sentiría ser dueño de su nuevo camión Volvo”, dice la descripción de la aplicación que se preparó para los sitios de descarga.

“Es una forma de tener en todo lugar, el mejor camión. Los fans de nuestra marca pueden bajarse fácilmente la aplicación que estará disponible para Android e iOS y tenerlo en cualquier lugar para que los acompañe todo el día, además de conocer en detalle cómo son las unidades tanto desde afuera como desde adentro, y así soñar, cómo va a ser su próximo camión”, explicó Federico Reser, Product Manager en Volvo Trucks.

Reser explicó que Volvo Truck Builder se despliega en dos tipos de soportes, la aplicación y el sitio web, que en la Argentina se conocerá más adelante.

La web, por su parte, tiene elementos más técnicos, se presta para un uso más profesional en cuanto a que la experiencia apunta en como profundizar en la configuración y tener más relación con la posibilidad de un proceso de compra.

A medida que el usuario va atravesando los distintos campos realiza las diferentes elecciones que le dan forma a la configuración que quiere probar: deberá determinar, por ejemplo, en forma general primero, si el camión que está diseñando es un FH, FM o FMX; luego elegirá el motor, el modelo de la caja de cambios, el tipo de cabina, configuración de ejes, el color y los distintos niveles de terminación exterior. Podrá ingresar a la cabina con una visión 360, conocer el nuevo tablero digital, todos los detalles de la cabina y elegir los distintos tipos de tapizado, entre otras opciones.

La herramienta web ayudará a los clientes a obtener una referencia visual de cómo se verá su nuevo modelo de camión antes de visitar a un concesionario para especificar más la unidad que aspira a tener. Es una herramienta de Preventa que hace posible generar clientes potenciales ya que podemos almacenar las configuraciones guardadas en un perfil que, a través del análisis, también puede brindarnos información valiosa sobre comportamiento y necesidades del cliente”, se explica en el material de presentación que usó Volvo cuando la herramienta se lanzó en Europa.

“Es una gran satisfacción que la aplicación pueda estar disponible para el mercado argentino, aspiramos a que se descargue masivamente y llegar de otra manera, por una nueva vía, a nuestros seguidores y actuales y potenciales clientes, para fidelizar o para que ingresen al universo de nuestra marca”, concluyó Reser.

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Energía: una Argentina más complicada por un conflicto de consecuencias inciertas

La invasión rusa a Ucrania es una pésima noticia para un mundo que empezaba a dar por superada la pandemia del Covid. Cuando se desata una guerra se abre una caja de Pandora. Es difícil predecir su magnitud y su alcance. Si el conflicto queda localizado a la región invadida y es acotado en el tiempo, el trastorno que experimentan los mercados de commodities tenderá a aplacarse con el paso de los días y la normalización de las transacciones. Caso contrario, las alzas de los precios de las materias primas y la salida de capitales del mundo emergente (flight to quality) va a acentuarse y a retroalimentarse.

La Argentina produce granos y alimentos que se han beneficiado con fuertes alzas. La soja volvió a cotizaciones récord. Pero la balanza energética argentina el año pasado fue negativa (importamos más de los que exportamos) y las noticias del impacto de la guerra sobre la cotización del crudo (pasó los 100 dólares por barril) y los precios spot del GNL (tocaron los 46 dólares el MMBTU en el mercado europeo) dejan sabor agridulce. Es cierto que estamos exportando más crudo y ese negocio se beneficia por las nuevas señales de precios; pero también es cierto que este año vamos a tener que importar más barcos de GNL (alrededor de 70 respecto a los 56 del año pasado). Los 56 del 2021 se importaron a un precio promedio de de 8,33 dólares el MMBTU y se estimaba que los de este año se importarían a un valor promedio de 25 dólares el MMBTU.

Sobre la base de esa información la factura de las importaciones de gas por barco hubiera aumentado unos 2800 millones de dólares respecto al año anterior. ¿A cuánto se puede ir ahora si hay que rehacer los cálculos tomando un promedio de 30/35 dólares el MMBTU? La mayor importación de GNL se concentra en invierno porque Bolivia nos va a exportar lo menos que pueda (Brasil, ya sin contrato, le ofrece un mercado que compite con los precios de importación extravagantes de este contexto de incertidumbre), y porque la economía argentina, aún estancada, va a demandar más gas que el año anterior (crecimiento de arrastre estadístico).

Tampoco prevemos mayor reacción de la oferta doméstica de gas. A las restricciones logísticas de la producción local para evacuar más gas no convencional de Vaca Muerta se le suman las incertidumbres macroeconómicas de una industria entrampada en el corto plazo, que reinvierte flujos de las operaciones locales y que tiene bloqueado el acceso al mercado de capitales. El déficit energético y las cotizaciones de guerra que reflejan el crudo y el gas en el mundo tampoco son una buena noticia para la paz administrada entre productores petroleros y refinadores de productos para el mercado argentino. El divorcio de los precios domésticos del crudo y de los productos finales respecto a las referencias internacionales se agiganta. Los productores no integrados pujan para exportar todo el crudo posible aprovechando las nuevas referencias internacionales, y los productores integrados reciben presiones para seguir subsidiando (subsidio económico todavía sin impacto presupuestario) el crudo local de manera de mantener márgenes aguas abajo que permitan sostener el atraso de precios de los combustibles en surtidor respecto a los precios de los combustibles importados.

El blend promedio de nafta y gasoil en las estaciones de servicio ya se transaba un 30% por debajo en promedio de la paridad de importación de esos refinados antes del conflicto. Los desajustes y distorsiones que introducen las nuevas referencias internacionales requieren replanteos en la cadena de valor donde los precios finales en surtidor van a tener nuevos retoques. Porque también, la contracara de forzar lo que está para que siga, puede derivar en menos inversiones, desabastecimiento en algunos puntos de la cadena de suministro, y mayores importaciones de combustibles a los precios internacionales que queremos ignorar.

Si la Argentina no hubiera reincidido en los errores de política energética de las anteriores gestiones K, y hoy tuviésemos un sector estratégicamente orientado al desarrollo intensivo de los recursos hidrocarburíferos (petróleo y gas), con precios alineados a los internacionales, y una economía con tasas de riesgo similares a las de nuestros vecinos, las noticias trágicas que augura la guerra, hubieran sido matizadas con oportunidades excepcionales de negocios para valorizar el gas en productos petroquímicos (la petroquímica europea sale de juego con estas cotizaciones) y negociar contratos de largo plazo de GNL con una Europa ahora obligada a reducir su dependencia del gas ruso. Todo esto mientras maximizábamos la producción y exportación petrolera. El drama del populismo energético es que siempre sacrifica el futuro en el altar del presente. Cuando el presente está complicado y el futuro suma incertidumbre, el cortoplacismo acumulado pasa la factura de los errores cometidos y de las oportunidades desaprovechadas sumando a los daños emergentes el lucro cesante.

 

Fuente: https://www.infobae.com/economia/2022/02/25/energia-una-argentina-mas-complicada-por-un-conflicto-de-consecuencias-inciertas/

 

 

 

 

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Denuncian ilegalidad de la deuda de la Autoridad de Energía Eléctrica de Puerto Rico 

El abogado y consultor energético Ramón Luis Nieves Pérez denunció ante la Junta de Supervisión Fiscal (JSF) la ilegalidad de toda la deuda de la Autoridad de Energía Eléctrica (AEE) de Puerto Rico. 

Según acusó el especialista, el acuerdo con los tenedores de bonos de la AEE esconde bajo una alfombra numerosos casos de fraude desde hace más de una década. 

Aquello no se trataría de un descubrimiento reciente ni resultaría ninguna sorpresa para Nieves Pérez, quien fuera senador de Puerto Rico por el periodo 2013-2017 y que, desde aquel entonces, como presidente del Comité de Energía y Recursos Hídricos del Senado advertía irregularidades en las deudas de la AEE. 

“Por lo que he estudiado a lo largo de los años, estoy convencido de que toda la deuda emitida por la AEE desde 2010 se incurrió ilegalmente”, aseguró. 

Y detalló, en su denuncia elevada al gobernador (Pedro) Pierluisi y la junta directiva de la JSF: “Hay varios informes que ya han estudiado la deuda ilegítima contraída por la AEE desde 2010. Informes de Kobre & Kim a esta Junta, de la Asamblea Legislativa de Puerto Rico en 2015, y otros, describen numerosas irregularidades y fraudes en el proceso de emisión de la deuda de la AEE”.

Inclusive aquello ya ha sido abordado por la Cámara de Representantes, el pasado 8 de febrero a través de la aprobación de la resolución 563 para abrir una investigación sobre la necesidad, justificación y legalidad de las emisiones de bonos de la Autoridad de Energía Eléctrica (AEE) realizadas desde el 26 de marzo de 2010 hasta el 12 de abril de 2012. 

De darse a lugar esta denuncia y considerar que las deudas de la AEE resultan de casos de fraude,  Nieves Pérez solicitó a las autoridades que no ratifique el RSA tal como está y que evalúen un proceso público que permita mejores condiciones para los puertorriqueños.

«La RSA puede ser buena para los fondos buitre, pero es un desastre para el pueblo de Puerto Rico», alertó.

Caso contrario, de mantenerse el RSA, las alzas de tarifas “destruirán cualquier posibilidad de promover el desarrollo económico en Puerto Rico, ahora y en el futuro”, planteó.

En conversación con Energía Estratégica, el abogado y consultor energético Ramón Luis Nieves Pérez concluyó:

«Sostengo que ante la inminencia de la discusión del RSA, la Junta debe -de inmediato o en el corto tiempo- abrir un espacio para realizar una auditoría de la deuda de la Autoridad de Energía Eléctrica (AEE), para pagar una deuda que sea legítima y justa».

«Si no se hace eso, vamos a terminar pagando un cargo de transición altísimo que hará imposible bajar los costos de la luz en Puerto Rico y, obviamente, si impuesto al sol incluido dentro de esa ecuación pues será un impedimento adicional para que la gente pueda beneficiarse de las energías renovables».

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Advierten que la sanción a Hidroituango es un “antecedente peligroso” para desarrolladores de proyectos

El pasado 31 de enero de 2022 la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios (Superservicios) confirmó la multa impuesta a EPM E.S.P. por los retrasos en la puesta en operación del proyecto de generación más grande del país: Hidroituango.

Las Resoluciones 20212400710405 de 2021 y 20222400034375 de 2022, por las cuales la Superservicios adoptó la mencionada decisión, representan un peligroso antecedente para los desarrolladores de proyectos de infraestructura de energía eléctrica y gas combustible, el cual requiere que en el futuro las autoridades regulatorias y de supervisión tengan mayor receptividad a los argumentos de caso fortuito y fuerza mayor que presenten las empresas.

En primer lugar, la Superservicios cambió su posición histórica de ejercer sus facultades sancionatorias únicamente sobre obligaciones relacionadas con infraestructura que presta efectivamente un servicio público domiciliario.

Sobre este punto, es preciso reconocer que este cambio de posición fue soportado por la Superservicios en una decisión emitida por la Sala de Consulta y Servicio Civil del Consejo de Estado del 29 de octubre de 2019 (radicado 11001-03-06-000-2019-00092-00) por medio del cual resolvió un conflicto de competencias entre la Superintendencia de Sociedades y la Superservicios.

En esta decisión, el Consejo de Estado indicó: la construcción de la Central Hidroeléctrica Pescadero-Ituango José Tejada Sáenz, sin duda alguna, constituye una actividad inherente al servicio público de energía eléctrica, pues a través de dicha construcción se hace posible la generación de energía, y de esta forma, la prestación del servicio”.

Así, con base en la tesis del Consejo de Estado según la cual la construcción no es un paso previo sino una actividad inherente al servicio público domiciliario, la Superservicios sustentó la sanción a EPM S.A. E.S.P.

Además, afirmó la Superservicios que el retraso en la puesta de operación del proyecto puso en riesgo el esquema de confiabilidad del país, con lo cual soportó sus facultades punitivas en la prevención del riesgo antes que se produzca una afectación.

En este caso la controversia versó sobre el cumplimiento de las obligaciones de energía firme del cargo por confiabilidad, sin embargo, las implicaciones se extienden a cualquier desarrollador de proyecto de infraestructura que haya asumido obligaciones regulatorias de poner en operación sus activos en una fecha determinada, en los sectores de energía eléctrica y gas combustible.

En términos de derecho anglosajón, el mensaje de política pública que la autoridad envía con esta decisión es una pendiente resbaladiza (o “slippery slope”), ante la cual cualquier inversionista de un proyecto en construcción se preguntará: ¿cuál será el límite a esta posición de la Superservicios?

En segundo lugar, la sanción de la Superservicios a EPM S.A. E.S.P. resulta peligrosa al imponer una multa por incumplir una regulación basada en incentivos.

Según la literatura sobre regulación económica, el regulador puede optar por una regulación de incentivos o por una de comando y control (OCDE, Alternatives to Traditional Regulation).

La diferencia entre una y otra es clave para este tema. Si un agente del mercado incumple una regulación basada en incentivos, la consecuencia será económica más no punitiva (como por ejemplo no acceder a un beneficio y/o que se ejecute una garantía), en comparación a las normas de comando y control que tienen como efecto una consecuencia punitiva: la sanción de la autoridad.

En el caso de la regulación sobre obligaciones de energía firme del cargo por confiabilidad, la CREG ya había previsto consecuencias económica o desincentivo por la no entrada en operación de un proyecto de generación: la pérdida de la remuneración conocida como cargo por confiabilidad más la ejecución de las garantías.

De hecho, la misma regulación prevé un trámite administrativo en donde es la misma CREG quien ordena la ejecución de tales consecuencias económicas, el cual se materializó en el caso en concreto en la Resolución CREG 101 de 2019. Sin embargo, esta situación fue desconocida por la Superservicios quien impuso una multa de manera complementaria a la pérdida de la remuneración y la ejecución de garantías.

Dado este peligroso antecedente que ubica a los desarrolladores de infraestructura en los sectores de energía eléctrica y gas combustible frente a una pendiente resbaladiza (“slippery slope”), es preciso recordar que el derecho prevé el caso fortuito o fuerza mayor como un argumento válido para justificar el incumplimiento de una obligación regulatoria.

Ya la Superservicios ha acudido a esta figura para exonerar a un agente del mercado de una sanción (caso Termoflores- Resolución 157395 de 2017), y a futuro se debería esperar tanto del regulador como del supervisor una mayor receptividad a este tipo de argumentos y decisiones similares a la del caso Termoflores.

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Costa Rica explora nuevos modelos de negocios y regulación para energía renovable distribuida

Costa Rica no quiere perder terreno en la incorporación de energías renovables para cubrir su demanda energética creciente. Tal es así que la Ley 10.086 mantiene activo al sector público y privado para garantizar una continuidad de estas alternativas de generación en redes de distribución. 

Por un lado, el Ministerio del Ambiente y Energía (MINAE) está trabajando el reglamento a la misma; mientras que la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos (Aresep) está trabajando en el desarrollo de aquellas tareas vinculadas que la ley le impone (instrumentos regulatorios, tarifas, normas técnicas, etc).

Por su parte, el sector privado no deja de ejecutar nuevos proyectos que cada vez más se alinean a la nueva legislación, ya que ésta propone la amplitud de modalidades de generación distribuida y fundamentalmente la incorporación de los recursos energéticos distribuidos, en donde, por primera vez el usuario tendrá la posibilidad de vender sus excedentes energéticos a las empresas distribuidoras aplicando la tarifa que al efecto determine la Aresep.

Las expectativas son positivas, y desde la Cámara de Generación Distribuida, su director ejecutivo William Villalobos consideró: 

“Sin duda, el principal aporte de la ley 10.086 es la generación de un marco habilitante para desarrollar con seguridad jurídica, una multiplicidad de nuevos modelos de negocio vinculados a las tecnologías disruptivas que experimentan los mercados eléctricos en sus procesos de modernización y adaptabilidad al cambio”. 

Desde la perspectiva del referente de CGD a partir de allí “todos ganan”, contemplando empresas distribuidoras, sistema eléctrico y el usuario, siendo este último quien está siendo testigo de primera línea de su empoderamiento energético (gestionando su demanda, generando ingresos adicionales, siendo agente de cambio y contribuyente al Sistema Eléctrico). 

Ahora bien, consideró “como industria, desde luego que esperamos que este proceso (de reglamentación e implementación de la Ley 10.086) sea sumamente ágil y constructivo, precisamente, porque la dinámica del mercado no se detiene y no puede esperar plazos extensos”.

Y es que, bajo esta realidad, Costa Rica no sólo está viviendo una mayor penetración de generación distribuida, sino también un despliegue irreversible de redes inteligentes, de incorporación de sistemas de almacenamiento, de inyección de cargas móviles a la red desde vehículos en los hogares. 

Visto aquello, la Cámara sigue teniendo presencia activa y espacios en las mesas de diálogo de mejora regulatoria con actores clave como lo son el Minae, la Aresep, Cámaras de otras industrias y la Asamblea Legislativa, justamente, porque los cambios disruptivos que vive la industria obligan a estar en una constante adaptabilidad regulatoria.

En tal sentido, la Cámara estará lanzando la 2da versión de su Reglamento de Buenas Prácticas e incorporará este año un mecanismo de fiscalización de proyectos de empresas no asociadas, para fomentar la obtención de un sello de calidad en la industria y reforzar la importancia de contratar profesionales altamente calificados de la industria fotovoltaica.

Adicionalmente a aquellas iniciativas locales la CGD también estará activa en el plano internacional. Según comentó William Villalobos, están iniciando un proceso de relaciones bilaterales con Cámaras y Asociaciones en otros países, con el fin de intercambiar experiencias regulatorias y generar actividades que -en conjunto- generen valor agregado a los asociados.

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Huepe anticipó el rumbo que tomará el hidrógeno verde durante el nuevo Gobierno de Chile

Ayer, el ministro de Energía y Minería, Juan Carlos Jobet, encabezó el “Encuentro Hidrógeno Verde 2022”, evento que tuvo por objeto reunir a distintos actores del sector y abordar los avances y desafíos de esta nueva industria.

A pedido del funcionario es que fue invitado a cerrar el evento el futuro ministro de Energía, Claudio Huepe, que asumirá funciones a partir del próximo 11 de marzo con la asunción de Gabriel Boric como Presidente de Chile.

Allí Huepe aseguró que el nuevo Gobierno apostará a “mantener un elemento importante de continuidad” tanto en energías renovables como en hidrógeno verde. Pero indicó que se ejecutarán cambios para cimentar “la nueva continuidad en el futuro” de este energético producido a partir del agua.

Por un lado, se refirió al rol del Estado dentro de esa actividad. “Queremos potenciarlo. No queremos que suplante o reemplace en ninguna medida a lo que hace el sector privado; pero sí que tenga un rol mucho más articulador, más coordinador, de mucho más liderazgo”, adelantó.

Y manifestó: “El Estado debe ser capaz de mirar al largo plazo. No 5, 10 o 15 años, sino mucho más. Y tiene que ser capaz de invertir, tomar riesgo y recibir” ingresos por ello. “No puede ser que el Estado solamente genere una baja de riesgo para que cuando haya fruto de eso no se vea en una retribución”, observó.

Por otro lado, Huepe enfatizó en el avance de un “desarrollo integral” del hidrógeno verde. Explicó que muchas veces el progreso de la actividad se da de manera aparece “compartimentado”. “El negocio es una cosa y luego los desarrollos que viene son otra cosa, pero nosotros entendemos que son una sola cosa”, diferenció.

Y se explayó: “No puede ser que el desarrollo de la industria no lleve asociado el desarrollo de la educación, de la cultura, el urbano, el de la belleza en el estar, de la vida cotidiana”. “Nosotros vamos a hacer esfuerzos para que el desarrollo sea realmente integral”, resaltó.

El futuro ministro indicó que este crecimiento, además, debe darse con una “visión prospectiva”. Es decir, sostuvo que hace falta una planificación donde estén cohesionadas todas las instituciones del Estado, tanto nacionales como regionales y municipales.

“El Ministerio de Energía ha hecho un gran esfuerzo en este tema durante los últimos 15 años, pero nos falta todavía desarrollar una intencionalidad más compleja, más sofisticada”, contempló Huepe y remató: “Tiene que haber un sistema de visión de futuro que nos lleve en el fondo a poder armonizar y desarrollar todo de manera coherente”.

En esa línea, enfatizó que el progreso que genere la actividad debe “llegar a las comunidades”. “Nosotros tenemos un compromiso especial con el enfoque de género, del desarrollo femenino que muchas veces queda atrás”, ejemplificó.

Para todo esto, Huepe consideró que será fundamental dentro de la gestión “el diálogo”. “Tiene que ser significativo, estar basado en antecedentes técnicos sólidos. Tenemos que estudiar los distintos temas: económicos, sociales, ambientales; entenderlos bien y, a partir de ahí dialogar”, resaltó

Sostuvo que ese ‘diálogo’ no debe “ser una especie de conversación fraterna sino una discusión en la que muchas veces no estamos de acuerdo, pero desde ahí hay que partir” para construir políticas más robustas.

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Para reducir la dependencia del gas ruso, Alemania acelera la carrera europea por el LNG con una compra de € 1500 millones

Alemania realizará compras de LNG por 1500 millones de euros en un intento por diversificar su abastecimiento de energía y reducir su dependencia del gas natural de Rusia. La decisión complementa el anuncio del gobierno alemán de avanzar en la construcción de dos plantas de regasificación. También esta en línea con las propuestas que los países de la Unión Europea están debatiendo para alejarse del gas ruso.

El gobierno alemán ordenó a Trading Hub Europe (THE), el hub alemán de comercio de gas natural, realizar compras de LNG por € 1500 millones. Ninguno de los cargamentos deberá provenir de Rusia. Proveerá a THE las herramientas financieras necesarias para comprar el LNG y almacenar el gas en las unidades alemanas de almacenamiento. Robert Habeck, ministro de Economía y Protección Climática de Alemania, declaró que “la seguridad de los suministros debe ser garantizada”.

El hub alemán no confirmó aún de dónde importará el gas. “Actualmente no podemos proporcionar ninguna información sobre los detalles exactos del contrato y el volumen. THE adquiere el GNL de forma no discriminatoria sobre la base de las ofertas disponibles y comienza la adquisición de inmediato”, comunicó la compañía.

Alemania no dispone de capacidad instalada para regasificar gas, por lo que no esta claro aún los plazos de entrega que el gobierno busca o si derivará el fluido a terminales en otros países. El canciller Olaf Scholz anunció el domingo que se relanzará la construcción de dos terminales de regasificación en el país. “Tomamos la decisión de construir rápidamente dos terminales de gas natural licuado, terminales de GNL, en Brunsbüttel y Wilhelmshaven”, dijo Scholz en el parlamento alemán. Agregó que las terminales deberán ser aptas para eventualmente almacenar hidrógeno o gases de bajas emisiones.

Otra opción barajada es extender la vida operativa de las usinas termoeléctricas a carbón. «A corto plazo, puede ser que, como precaución y para estar preparados para lo peor, tengamos que mantener las plantas que funcionan con carbón en espera y tal vez incluso dejarlas operar», dijo Habeck. Alemania decidió años atrás el cierre total de sus usinas a carbón para el 2038. El nuevo gobierno dijo que buscaba adelantar el cierre al 2030 pero esa proyección ahora luce mucho menos probable.

Diversificar la oferta

El resto de los países de la Unión Europea también ven en el LNG la principal alternativa a un reemplazo del gas natural ruso. No obstante, la Comisión Europea esta poniendo igual o mayor énfasis en avanzar con la electrificación sumando más capacidad de energías renovables.

La Comisión Europea venía trabajando en un comunicado con una serie de propuestas y medidas para incrementar la resiliencia energética europea. La invasión de Rusia en Ucrania obligó a la Comisión a analizar la nueva situación energética generada por la guerra y a posponer la presentación de las medidas para la semana próxima.

Según el último borrador al que accedió el medio EURACTIV, la comunicación señala que Europa necesita aumentar su capacidad de energías renovables y diversificar su suministro de gas para acabar con su dependencia del gas ruso. “Con los almacenamientos de gas de la U.E. en niveles históricamente bajos y las preocupaciones sobre la seguridad del suministro vinculadas al bajo débito en los gasoductos del Este, somos testigos de una creciente crisis del gas. La U.E. sigue dependiendo en gran medida de las importaciones de energía para la generación de energía y la calefacción”, advierte el borrador.

En términos de diversificación, la opción de corto de plazo mencionada es incrementar las importaciones de LNG desde países como Estados Unidos o Catar. Significativamente, agrega que los países deben garantizar niveles mínimos muy altos de disponibilidad de gas en almacenamiento, idealmente de 80%. El borrador propone que los países deberán legalmente cumplir con requisitos de niveles mínimos almacenados para el 30 de septiembre de cada año.

La Comisión Europea también enfatiza la importancia de las energías renovables como otra forma de reducir la dependencia con Rusia. El borrador señala que si la Unión Europea implementara completamente su legislación climática para 2030 reduciría la dependencia del gas en un 23% para fines de la década.

El poder ejecutivo europeo dice que los países deben garantizar que las inversiones en renovables e infraestructura de red sean consideradas de interés público y otorgarles los mejores procedimientos de planificación y permisos posibles. Propone que financien estas inversiones incrementando el impuesto europeo al CO2 e incluso poniendo impuestos a las ganancias “extraordinarias” de las compañías de energía. Sin embargo, insta a los países a “abstenerse de medidas fiscales dirigidas a rentas elevadas que, de otro modo, serían reinvertidas en energías renovables”.

España avanzó el año pasado con un impuesto a las ganancias extraordinarias de las compañías generadoras, que afectó a las centrales nucleares, los complejos hidroeléctricos y a parte del parque eólico español. El denominado impuesto sobre los “beneficios caídos del cielo” generó un duro enfrentamiento entre las compañías generadoras y el gobierno español debido a que atentaba contra las reglas de funcionamiento de los mercados eléctricos europeos.

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Con 1,500 MW en 2021 Trina Solar es reconocida como el mayor proveedor de módulos fotovoltaicos en Brasil

Con apenas cinco años en el mercado brasileño, Trina Solar, líder del sector en tecnología fotovoltaica y productos de primera calidad, se posiciona como el mayor proveedor en volumen de importación de módulos fotovoltaicos en el país en 2021.

Además, según el Estudio GD Photovoltaic Market 2021, publicado recientemente por Greener, empresa de consultoría e investigación especializada en el sector fotovoltaico, Trina también está en el ranking de las empresas más recordadas del sector.

La selección se dio a conocer en el Estudio Estratégico de Generación Distribuida, en febrero de 2022.

Según el estudio elaborado por Greener, Trina Solar fue responsable de importar a Brasil suficientes paneles solares para generar unos 1.500 megavatios (MW) de potencia máxima sólo el año pasado. Además, Álvaro García-Maltrás, vicepresidente de Trina Solar para Latinoamérica y el Caribe, señala que Brasil representa actualmente casi el 9% de las ventas de la empresa en todo el mundo.

«Esto es muy significativo, sobre todo teniendo en cuenta lo rápido que hemos crecido. Cuando llegamos al país, el mercado era relativamente pequeño y ahora es uno de los principales del mundo», afirma.

Álvaro García Maltrás, vicepresidente para América Latina y el Caribe en Trina Solar

El Estudio Estratégico de Generación Distribuida es promovido anualmente por Greener, cuyo objetivo es mostrar la realidad del mercado y ser una guía auxiliar en la estrategia de todo el sector.

«Esta investigación es importante para el desarrollo del sector de la generación, especialmente en este momento de crecimiento acelerado, donde ser una referencia en todos los eslabones de la cadena ha sido muy relevante», valora Marcio Takata, director de Greener.

Y agrega: «Realizamos una amplia investigación del mercado, aportando referencias realistas del estado de desarrollo de cada etapa, conociendo también la visión de los diferentes actores del sector».

«El estudio también aporta un análisis cualitativo e indicadores cuantitativos, traduciendo en números el rendimiento de la cadena de integración, que está muy fragmentada, pero tiene un papel estratégico. La oportunidad de hablar con miles de integradores nos permite tener una imagen realista de este mercado en Brasil», expresa Marcio Takata, director de Greener.

Sobre Greener – Fundada en 2007, Greener es una empresa de investigación, consultoría e inteligencia especializada en el sector de las energías renovables, que apoya a empresarios e inversionistas en la búsqueda de las mejores estrategias para potenciar las oportunidades y los resultados, contribuyendo así a una cadena más eficiente y sostenible.

Greener asesora a empresas y gobiernos en el desarrollo de emprendimientos fotovoltaicos ofreciendo consultoría estratégica; auditoría y certificación de proyectos y empresas; asesoramiento técnico, financiero y regulatorio, apoyando inversiones y adquisiciones en el sector.

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Ingeteam cerró contrato para la primera planta fotovoltaica a gran escala de Macedonia del Norte

Ya está en funcionamiento la primera planta fotovoltaica a gran escala de Macedonia del Norte. El proyecto solar Oslomej, financiado por el Banco Europeo de Reconstrucción y Desarrollo (EBRD por sus siglas en inglés), ha sido construido junto a una central eléctrica de carbón ubicada en Kichevo y está equipado con ocho inversores solares de Ingeteam de 1.400 kW cada uno.

Esta planta fotovoltaica supone la primera fase de un proyecto de mayor envergadura que contempla la construcción de hasta 100 MW fotovoltaicos.

Esta primera fase de 11,7 MW de potencia instalada, ha sido construida por Europower Solar, perteneciente al grupo turco Girisim Elektrik AS. Directivos del EBRD y de la compañía eléctrica
pública nacional ESM han visitado recientemente la instalación para comprobar los progresos del proyecto, que ya están muy avanzados.

Las futuras plantas fotovoltaicas que se desarrollarán hasta completar el proyecto de 100 MW se construirán sobre una antigua mina de carbón.

El proyecto Oslomej supone un hito importante para Macedonia del Norte, ya que marca la apuesta decidida del gobierno del país por la transición energética hacia un modelo de generación más limpio, como quedó plasmado en la ley energética aprobada por el gobierno en diciembre de 2020.

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CFE anunció un bono para financiar energías renovables y eficiencia energética por USD 1750 millones

Los recursos obtenidos se destinarán a financiar proyectos de inversión y actividades de energías renovables y eficiencia energética.

La colocación se realizó en dos tramos, uno por 1.250 millones con vencimiento en 2029, y otro por 500 millones con plazo a 2052.

Las tasas son 275 puntos base sobre los bonos comparables del Tesoro de Estados Unidos para el papel a menor plazo y 400 puntos base de diferencia en la deuda a 30 años.

La demanda fue 2,1 veces el monto emitido y participaron más de 250 diferentes inversionistas institucionales.

La empresa estatal aseguró que también servirán para acelerar la transición energética y la reducción de emisiones de gases de efecto invernadero.

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La alemana Wintershall DEA cancela la financiación de 1.000 millones de euros del gasoducto Nord Stream 2

La compañía alemana Wintershall DEA, una de las compañías independientes más grandes de Europa, canceló la financiación de 1.000 millones de euros del gasoducto Nord Stream 2, que une Rusia con Alemania a través del Mar Báltico y que prometía abastecer grandes cantidades de fluido ruso hacia Europa. Además, la empresa definió no seguir adelante ni realizar ningún proyecto adicional de producción de gas y petróleo en Rusia, donde tiene activos desde hace más de 30 años.

La petrolera tomó la decisión en el marco del conflicto bélico entre Rusia y Ucrania desatado hace una semana. Wintershall Dea comunicó que “está en contacto con el gobierno federal alemán y la Comisión de la Unión Europea”.

En concreto, el Consejo de Administración de Wintershall DEA, que tiene base en la ciudad alemana de Kassel (Hamburgo), decidió hoy “no llevar a cabo más proyectos de producción de gas y petróleo en Rusia y detener toda planificación de nuevos proyectos. En principio, suspender los pagos a Rusia con efecto inmediato y cancelar la financiación de Nord Stream 2”.

En la construcción del gasoducto, que tenía la intención de duplicar los envíos de gas ruso a Europa vía Alemania, participó fuertemente Gazprom y un conjunto de empresas como WintershallDEA, Shell, Engies, Uniper y OMV.

El CEO de la compañía alemana, Mario Mehren, subrayó que “la guerra de agresión del presidente ruso contra Ucrania ha sacudido los cimientos de las actividades de la compañía en lo más profundo. El brutal ataque está causando un sufrimiento inconcebible y marca un punto de inflexión”, según un comunicado reciente difundido por la compañía.

Proyectos donde continúa en Rusia

Sin embargo, la compañía optó por seguir participando en la empresa Gascade Gastransport, una empresa conjunta entre Wintershall DEA y Gazprom que, entre otras cosas, opera una red de gasoductos en Alemania de unos 3.200 kilómetros de longitud y es relevante como infraestructura crítica para el transporte de gas dentro de Alemania y Europa.

Wintershall Dea informó que también continuará participando en los proyectos existentes de producción de gas natural Yuzhno Russkoye, Achimgaz y Achim Development en Siberia, Rusia, donde comparte campos y está asociada también con Gazmprom. “Los proyectos de producción suministran gas natural y abastecen con energía a Europa”, explicó Wintershall DEA en el comunicado.

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WintershallDea cancela la financiación de Nord Stream 2

El Consejo Administrativo de WintershallDea ha decidido no seguir adelante ni realizar ningún proyecto adicional de producción de gas y petróleo en Rusia y cancelar la financiación de Nord Stream 2 por un importe cercano a 1.000 millones de euros.

En una declaración personal realizada el día de ayer, el presidente de la junta directiva de Wintershall Dea, Mario Mehren, ya había subrayado que la guerra de agresión del presidente ruso contra Ucrania ha sacudido los cimientos de las actividades de la compañía en lo más profundo. El brutal ataque está causando un sufrimiento inconcebible y marca un punto de inflexión.

En consecuencia, el Consejo de Administración de Wintershall Dea AG ha decidido hoy:

• No llevar a cabo más proyectos de producción de gas y petróleo en Rusia y detener toda planificación de nuevos proyectos.

• En principio, suspender los pagos a Rusia con efecto inmediato.

• Cancelar la financiación de Nord Stream 2.

Wintershall Dea sigue participando en la empresa GASCADE Gastransport GmbH. GASCADE opera una red de gasoductos en Alemania de unos 3.200 kilómetros de longitud y es relevante como infraestructura crítica para el transporte de gas dentro de Alemania y Europa.

Wintershall Dea sigue participando en los proyectos existentes de producción de gas natural Yuzhno Russkoye, Achimgaz y Achim Development en Siberia. Los proyectos de producción suministran gas natural y abastecen con energía a Europa.

Wintershall Dea está en contacto con el Gobierno Federal alemán y la Comisión de la Unión Europea.

Con motivo de la guerra de Rusia contra Ucrania, la Junta Directiva de Wintershall Dea AG, los Comités Centrales de Empresa y el Comité Ejecutivo Representativo han publicado el día de hoy una declaración conjunta (inglés).

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El precio del LNG marca un nuevo precio récord y aumenta la presión sobre el gobierno argentino, que aún no compró el gas que precisa para el invierno

Los precios del gas batieron un nuevo récord en el mercado europeo en las primeras horas del miércoles. En el Dutch TFF, principal punto de comercio virtual del gas en Europa, los contratos de futuro para entrega en el mes de abril saltaron hasta 55%, tocando los € 194/MWh. Es un nuevo precio récord, que equivale a un precio cercano a los US$ 65 por MMBtu. La nueva escalada de precios es otra pésima señal para la empresa estatal IEASA (ex Enarsa), que tiene un margen de tiempo de tan solo unos días o semanas para resolver las importaciones de LNG dentro de la camapaña otoño-invierno.

La escalada se moderó en las últimas horas, pero los precios continúan muy arriba. Al momento de esta publicación los contratos al mes de abril marcan un precio de € 167/MWh, un 37% más con respecto al martes. El año pasado, IEASA y la Secretaría de Energía lanzaron una primera licitación por 24 cargamentos el 15 de marzo y terminaron adjudicando el 19 de marzo. Este año, en cambio, IEASA salió a testear el mercado el 4 de febrero y la oferta más económica que recibió fue por 27 dólares, tal como adelantó EconoJournal. Todavía tiene unos días para esperar qué sucede en el plano internacional, a la espera de que descomprima la tensión y los precios se desinflen un poco, pero también puede pasar lo contrario: que la invasión rusa sobre Ucrania se extienda y los precios vayan aún más para arriba. En ese escenario, esperar puede ser la peor opción.

2-Mar-22: Russia #natgas flows to Europe on 1 Mar highest since 17-Dec, as westwards renoms at Mallnow (Yamal-Europe) move higher to 22mcm. Ukraine again delivers at 109mcm SoP capacity limit. For Wed, Ukraine again noms at full flow, with Velke still set to receive 83mcm. #TTF

— Tom Marzec-Manser (@tmarzecmanser) March 2, 2022

Como viene ocurriendo desde el primer día de la invasión de Rusia en Ucrania, los precios están respondiendo más a la incertidumbre existente que a la disponibilidad real de gas. Rusia incrementó los envíos de gas a pedido de los clientes en Europa. Según la estatal rusa Gazprom, muchos de esos clientes son compañías generadoras de energía. Los flujos de gas desde Rusia se ubican actualmente en los niveles más altos desde el 17 de diciembre pasado.

Poco tiempo

Un elemento que esta incidiendo en la incertidumbre reinante es el alcance real de las sanciones económicas de Estados Unidos y la Unión Europea. Rusia ya esta teniendo problemas para vender el crudo y es posible que esta situación se este replicando en el mercado del gas.

Más allá de los vaivenes diarios en los precios internacionales del gas, no cabe ninguna duda que cada día que pasa el escenario es cada vez más complejo para IEASA. La empresa estatal necesita definir en los próximos días la importación de algunos cargamentos de LNG para garantizar el abastecimiento de gas para la segunda mitad de abril. La empresa que dirige Agustín Gerez apuntaba a comprar este año entre 60 y 70 cargamentos de LNG para abastecer las dos terminales regasificadoras de gas de Escobar y Bahía Blanca. La cifra se ubica por encima de los 56 barcos que importó la Argentina en 2021, pero con estos precios es difícil saber cuántos buques efectivamente se terminarán comprando.

El año pasado, la primera licitación se concretó a fines de febrero y se terminó adjudica

En cualquier caso, el peor escenario no es tener que convalidar precios estratosféricos, si no directamente que no haya disponibilidad de LNG porque los países europeos han empezado a comprar gas por barco para reemplazar su dependencia de Rusia.

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Neuquen: Gutiérrez anunció la concesión de El Trapial e inversiones por u$s 5.000 millones

El mandamás provincial aseguró ayer que este año se proyectan inversiones en Vaca Muerta por 5.000 millones de dólares y que se otorgarán cinco concesiones no convencionales, entre las que se destaca El Trapial. “Es tiempo de consensuar y cerrar la concesión no convencional de El Trapial”, indicó el mandatario al destacar que de esa forma se seguirá ampliando “la base territorial” del desarrollo del shale hacia el norte provincial. Respecto al gas, subrayó que la producción creció 7 por ciento el año pasado y que los envíos de gas neuquino al exterior alcanzaron los 457 MMm3, por 68,5 millones […]

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Los impactos de la invasión de Rusia a Ucrania en el Golfo San Jorge: “Los altos precios son un incentivo para aumentar la producción y la exportación”

El ex secretario de Hidrocarburos de la Nación, José Luis Sureda, habló con ADNSUR sobre los efectos de la crisis desatada por la invasión a Ucrania y la suba de precios de gas y petróleo a nivel mundial. El reconocido analista José Luis Sureda, ex secretario de Hidrocarburos de la Nación, analizó en diálogo con ADNSUR los efectos de la crisis desatada por la invasión de Rusia sobre Ucrania y la suba de precios de gas y petróleo a nivel mundial. En ese marco, ponderó que si bien en lo inmediato habrá efectos negativos sobre todo a partir de la […]

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Cumbre patagónica: fuerte apoyo de los petroleros de Chubut a la exploración offshore en costa PBA

El Gobierno nacional suma aliados internos de valor para avanzar en un proyecto a 300 km de playas de Mar del Plata que divide a la sociedad. El juez federal de Mar del Plata, Alfredo López, dejó sin efecto la semana pasada la medida cautelar que había suspendido la exploración offshore en el Mar Argentino, a unos 300 kilómetros de las costas de la ciudad donde gobierna el intendente PRO, Guillermo Montenegro. El magistrado hizo lugar a las apelaciones del gobierno nacional, como también de las petroleras, para dejar sin efecto la medida que impedía avanzar con la actividad. La […]

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SNMPE: Se recaudaron US$ 181 millones en regalías durante enero

Según la Sociedad Nacional de Minería, Petróleo y Energía las empresas que operan en la industria nacional de hidrocarburos pagaron US$181,3 millones en regalías en enero de 2022, lo que significó un aumento de 76,6% respecto al mismo mes del año pasado. El gremio minero energético indicó que las regalías de enero pasado también fueron 3 veces superiores a las reportadas en el mismo mes de 2020 (US $60 millones). Adicionalmente, la SNMPE explicó que, en enero de este año, las empresas del sector hidrocarburos pagaron regalías por US $108,1 millones por la explotación de gas natural y US $21,6 […]

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YPF busca incorporar a jóvenes profesionales

La petrolera de bandera publicó una convocatoria a pasantías y nuevas ofertas de trabajo en su página web. ¿Qué perfiles buscan y cómo aplicar ? “¡Sumate al programa!”, invita Yacimientos Petrolíferos Fiscales (YPF) en su página web. La empresa de energía menciona el anuncio que publicó recientemente en busca de nuevos empleados y jóvenes profesionales para incorporar a su equipo de trabajo. En ese sentido, ofrecerá pasantías para completar la formación académica, así como vacantes en un plan para personas que se recibieron recientemente. Asimismo, la petrolera ofreció a quienes se inscriban, nuevos desafíos y la posibilidad de desarrollarse en […]

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La energía nuclear podría aportar el cambio energético necesario en Argentina

Se abrió un debate sobre la posición argentina respecto del cambio en la matriz energética que el mundo tiene en agenda para las próximas décadas. El Especialista en Energía, Ing. Mario Papetti, subrayó que el país se debe hacer cargo de un profundo análisis intelectual y patrimonial, al servicio de los intereses nacionales y soberanos. Según el experto la energía nuclear como renovable y como asegurador del suministro de energía para la Argentina que no dependa de variables inmanejables para el hombre, llámese bajante de los ríos o deshielos es la más viable. Asi mismo dijo que las energías fotovoltaicas […]

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BP saldría de la participación accionaria de Rosneft

El directorio de la compañia anunció hoy que bp abandonará su participación accionaria en Rosneft. bp tiene una participación del 19,75% en Rosneft desde 2013. Además, el director ejecutivo de la firma, Bernard Looney, renuncia al directorio de Rosneft con efecto inmediato. El otro director de Rosneft nominado por la empresa, el ex director ejecutivo del grupo bp, Bob Dudley, también renunció a la junta. Las renuncias requerirán que bp cambie su tratamiento contable de su participación accionaria en Rosneft y, como resultado, espera informar un cargo importante no en efectivo con sus resultados del primer trimestre de 2022, que […]

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