Comercialización Profesional de Energía

Yearly: 2022

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Energías renovables incluidas en la agenda de reunión entre AMLO y John Kerry

John Kerry, enviado presidencial especial de Estados Unidos para el Clima, viajará a la capital de México este miércoles y se reunirá con Andrés Manuel López Obrador y otros funcionarios del gobierno con el objetivo de interactuar con sus pares gubernamentales y acelerar la cooperación sobre la crisis climática.

“Se incluyen las oportunidades para expandir la generación de energía renovable, crear un clima de inversión sólido, combatir la contaminación por metano, hacer la transición a cero -transporte de emisiones, y acabar con la deforestación”, señalaron desde el Departamento de Estado de la Unión Americana.

Dicha visita se da en un marco de incertidumbre para las energías limpias y renovables en México ¿Por qué? Varias empresas ya anunciaron que dejarán de invertir en el país debido a diferentes decisiones de la administración actual, además que existen demoras y dificultades para la obtención de permisos de interconexión y de generación. 

Y a ello se le debe agregar que México vive un debate sobre la reforma eléctrica en un Parlamento Abierto que durará hasta los primeros días de la próxima semana, inclusive, donde se encuentran posturas tanto a favor como en contra de la propuesta impulsada por el Poder Ejecutivo. 

Justamente esta iniciativa es la que inquietó a varias autoridades estadounidenses por las posibles afectaciones al Tratado de Libre Comercio entre México, Estados Unidos y Canadá (T-MEC), a tal punto que meses atrás el propio Gobierno de USA presionó al Estado mexicano para profundizar la transición energética y mostrar las preocupaciones sobre promover el uso de tecnologías más caras por encima de las más baratas.

Puede leer: La política energética de México preocupa a legisladores de Estados Unidos

Luego de este diálogo que Kerry tendrá con AMLO y compañía, el enviado especial seguirá rumbo a Panamá, donde participará en la V Reunión Ministerial de la Alianza de Energía y Clima de las Américas (se celebrará el 10 y 11 de febrero).

Y en dicho evento el tema y oportunidad en la que se hará hincapié se denomina “Transiciones Energéticas Justas e Inclusivas”, concepto que ha comenzado a globalizarse, y para el cual, los países de la región aspiran a encontrar una respuesta común, a través de este encuentro.

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Shell anunció un nuevo parque solar en Brasil

Shell y Gerdau firmaron un acuerdo vinculante para la formación de una empresa conjunta, con participación igualitaria de las dos empresas en el negocio, para el desarrollo, construcción y operación de un nuevo parque solar en el Estado de Minas Gerais, Brasil, a ser construido en 2023, después de que se tome la decisión final de inversión. 

El parque, que deberá tener una capacidad instalada de aproximadamente 260 MWp, suministrará el 50% del volumen producido a las unidades productoras de acero de Gerdau en Brasil, en la modalidad de autoproducción, y la otra mitad será negociada en el mercado libre a través de Shell Energy Brasil, comercializadora de energía de Shell.

La asociación podría permitir el desarrollo de aproximadamente 1/3 de la capacidad total del parque solar. Shell continuará buscando otros clientes a largo plazo, como los autoproductores, por ejemplo, para abordar el volumen restante del complejo. 

La iniciativa con Gerdau está en línea con la estrategia global del Grupo Shell de ofrecer soluciones de energía limpia a los clientes y avanzar en la descarbonización, lo que representa otra inversión importante en el camino hacia la transición energética.

En 2021, el Grupo Shell se comprometió públicamente a lograr cero emisiones netas para 2050, con el objetivo complementario de reducir las emisiones absolutas en un 50 % para 2030 en comparación con 2016.

Para Gerdau, la iniciativa también está en línea con el compromiso de la empresa de reducir sus emisiones de gases de efecto invernadero de los alcances 1 y 2 de su inventario, a 0,83 t de CO₂e por tonelada de acero, valor un 50% inferior al promedio mundial. industria metalúrgica. Hoy, la compañía tiene una de las emisiones promedio más bajas de gases de efecto invernadero (CO₂e), de 0,93 t ​​CO₂e por tonelada de acero, cuando se compara con el promedio mundial del sector, de 1,89 t CO₂e por tonelada de acero, según Datos de 2020 publicados por la Asociación Mundial del Acero (worldsteel).

“Estamos dando otro paso importante en la construcción de un portafolio robusto de energías renovables en Brasil, reforzando la diversificación de nuestros negocios, siempre en línea con nuestro propósito de brindar más energía y de forma cada vez más limpia. Estamos muy complacidos con esta asociación estratégica y orgullosos del reconocimiento de Shell como un actor importante en el desarrollo de soluciones de energía limpia, de forma confiable y competitiva”, celebra el director de Renovables y Soluciones Energéticas de Shell Brasil, Guilherme Perdigão.

“Este segundo parque solar en sociedad con Shell refuerza el compromiso de Gerdau de reducir significativamente las emisiones de gases de efecto invernadero en los próximos años en Brasil y en el mundo, construyendo un futuro más sostenible para todos. Nuestras inversiones en energía renovable son parte de un plan más amplio para diversificar negocios complementarios al acero. También estamos evaluando oportunidades en energía eólica en las Américas”, dice Juliano Prado, vicepresidente de Gerdau.

 

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YPF Luz inicia las obras del parque solar Zonda en San Juan

Durante el encuentro Juan Manzur expresó que “esta inversión que llega hoy a la provincia de San Juan es el fruto del trabajo planificado. El Estado tiene que generar las condiciones para que la
inversión llegué. Esto es lo que estamos viendo acá. Esta inversión es la Argentina que buscamos: un país federal, que integre, que cierre las brechas a partir de la inversión y del trabajo”.

Por su parte, Pablo González destacó que “YPF cumple 100 años y está impulsando la transición energética, que se va a financiar con los recursos convencionales y no convencionales que tiene la
Argentina. La empresa estaba en una situación muy compleja que pudimos superar y hoy estamos por anunciar una inversión de 3700 millones de dólares, la más grande de los últimos años, y logramos detener la caída de la producción. Vamos a seguir consolidando este crecimiento porque un país sin energía no tiene posibilidades de desarrollo”.

El Zonda se ubicará en la localidad de Bella Vista, departamento de Iglesia en la provincia de San Juan.

El terreno seleccionado para su desarrollo tiene una superficie aproximada de 300 hectáreas. Con una inversión de más de 90 MMUSD, la primera etapa de construcción tendrá una duración aproximada de 14 meses, brindando la posibilidad de generar empleo y un incremento en la actividad económica local a través de la demanda de servicios indirectos y proveedores locales.

El gobernador Sergio Uñac señaló durante el anuncio que “San Juan se ve reconocida con una inversión millonaria de una empresa emblemática como YPF. Este proyecto nos lleva a duplicar la capacidad de generación solar instalada en la provincia. Gracias por hacer de San Juan una provincia con futuro en la generación de energía eléctrica y renovable”.

Por último, Martín Mandarano, detalló que “YPF Luz viene invirtiendo desde 2013 en la generación de energía eléctrica. Hoy estamos lanzando nuestro primer proyecto de energía solar en uno de los puntos de mayor radiación del mundo. Será un parque con un alto nivel de eficiencia gracias a la instalación de paneles bidireccionales, que permiten absorber la radiación solar directa y la que rebota del piso”.

El Parque generará energía solar fotovoltaica, obtenida en la transformación de la energía de la radiación solar en energía eléctrica. Se estima que tendrá una capacidad instalada total de 300 MW
en tres etapas de 100 MW cada una, equivalente al consumo de 140.000 hogares.

Cuando el proyecto complete todas sus etapas, ampliará la capacidad de generación renovable actual en un 25% en San Juan. El parque solar generará un ahorro de emisiones de carbono de 360.000 tn. CO2 equivalentes al año, respecto de una central termoeléctrica equivalente.

Recientemente la empresa emitió un bono verde por USD 63,4MM de dólares a una tasa del 5% y con vencimiento final a 10 años, destinado específicamente a la primera etapa del proyecto.

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Adjudican 7 barcos de fuel oil con premios record y confirman cargo de LNG a Vitol

Después de licitar la semana pasada 18 cargamentos de gasoil por una cifra cercana a los US$ 550 millones, Cammesa, la empresa controlada por el Estado que administra el mercado eléctrico mayorista (MEM), adjudicó también la importación de siete barcos de fuel oil, otro derivado del petróleo que consumen las centrales termoeléctricas cuando el gas natural escasea. Mercuria fue el gran ganador de la compulsa al quedarse seis cargamentos de 50.000 metros cúbicos (m3). El restante quedó a manos de la firma Novum, según indicaron a EconoJournal tres fuentes privadas sin contacto entre sí.

Cammesa adjudicó, en total, la compra de 350.000 m3 de fuel oil importado que arribará al país entre febrero y abril de este año. La compañía eléctrica debió convalidar premios récord para concretar la operación. Deberá pagar entre 13 y 16 dólares de prima por sobre el precio del Brent, la referencia del crudo del Mar del Norte que se utilizó para pricear la licitación. “En 2021, la prima media fue de 5 dólares más por sobre el Brent. Pero con el crudo en 90 dólares y Cammesa saliendo a importar tanto combustible al mismo tiempo (no hay antecedentes de que una compulsa por tanto producto), el mercado se sobrecalentó y los premios se encarecieron”, analizó un trader que participó del proceso.

Cammesa lleva comprados 1,3 MMm3 de gasoil y más de 500.000 m3 de fuel oil. Deberá robustecer su capacidad logística tanto en tierra, mediante el aumento del almacenaje contratado y la ampliación de us flota de camiones, así como también en el río mediante la incorporación de más alijadores. En ese plano, a fines de la semana pasada sufrió un imprevisto cuando el SOMU, uno de los sindicatos de trabajadores marítimos, impidió la descarga del buque Nida Star, un alijador de Maruba que transportaba gasoil y amenazó con frenar la de otro. Fue un conflicto sorpresivo que se extendió por dos días pese a que Sebastián Bonetto, gerente general de Cammesa, intentó destrabarlo mediante gestiones oficiosas en el Ministerio de Transporte, aunque con resultado negativo. La medida de fuerza llamó la atención de los armadores navieros porque ni siquiera estaba claro cuál era el reclamo del gremio que motorizó la acción.

El barco Nida Star de Maruba estuvo paralizado la semana pasada por medida de fuerza del SOMU.

Confirmado

Si la licitación de líquidos arrojó precios récord, lo mismo sucedió con el concurso que lanzó la empresa estatal IEASA (ex Enarsa), que confirmó la importación de un cargamento de Gas Natural Licuado (LNG, por sus siglas en inglés) que llegará a la terminal regasificadora de Escobar entre el 10 y el 22 de marzo. El cargo fue adjudicado a Vitol a un precio de US$ 27,24 por millón de BTU, una cifra estratosférica que más que triplica la media de 2021.

Este medio publicó el viernes que la compañía publica que preside Agustín Jerez dudaba acerca de si adjudicar o no el cargamento por su elevado costo, pero finalmente optó por confirmarlo por una cuestión vinculada a la seguridad operativa del sistema energético.

Durante la crisis motivada por la ola de calor extremo que se registró durante la primera quincena de enero, Cammesa consumió más gas natural del que le correspondía por contrato, lo que provocó un desbalance del linepack de la red de gasoductos, debió regasificar una parte del LNG que estaba acopiado en la terminal de Escobar. El buque comprado a Vitol se utilizará para reponer esas reservas para contar con un back up adicional en caso de cualquier emergencia.  

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Falleció el periodista Jorge Martínez de León

Con profundo dolor nos toca hoy compartir la triste noticia del fallecimiento de Jorge Martinez de León, quien nos dejó en la madrugada del domingo a los 71 años de edad, no sin dar batalla para seguir entre nosotros.

Su partida nos ha dejado un hondo pesar a toda la familia de Energía&Negocios y a todos aquellos que compartieron con él, ya sea por profesión o amistad, el camino de su vida.

Nacido en su querido Montevideo, en una familia numerosa donde se respiraba arte, literatura y buena música. Desde muy temprana edad ejerció el periodismo, que desarrolló como única profesión hasta sus últimos días.

Los avatares de la vida lo llevaron a cruzar a Buenos Aires, y en poco tiempo comenzó a escribir para los grandes medios porteños de la época, donde ya despuntaba su vocación de editor.

Amante de la ópera y la música clásica, en la década del 70, editó con su hermano la revista Diapasón, el primer medio argentino dedicado a la música coral y que sentara las bases de la revista ProMúsica, decana del mundo de la ópera y los conciertos, donde se consagró como un crítico agudo de reconocimiento internacional.

Paralelamente también se abocó al análisis periodístico sobre temas del ámbito energético, escribió tres libros, dictó clases de periodismo en la facultad, hizo radio y televisión e incursionó en medios digitales, todo con su toque característico, basado en la experiencia de su paso por la vida, que nos hace sentir su presencia cada vez que ponemos en práctica algunas de sus enseñanzas.

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Se definieron las obras de energía en Buenos Aires con financiamiento de China

En el marco de la reciente gira presidencial, el gobernador Axel Kicillof participó del encuentro con representantes de empresas que forman parte del Programa Federal de Inversiones de la Embajada argentina, en el marco del Diálogo Estratégico para la Cooperación y la Coordinación Económica entre el Gobierno de la República Popular China y el Gobierno de la República Argentina.

Junto al embajador argentino, Sabino Vaca Narvaja y los gobernadores Raúl Jalil de Catamarca y Arabela Carreras de Río Negro, el mandatario bonaerense resaltó la trascendencia de los programas de cooperación para el financiamiento de obras de infraestructura que apuntalen el desarrollo del país.

Entre las iniciativas presentadas en el encuentro se destacan las inversiones en obras fundamentales para la transformación del transporte de energía en territorio bonaerense. Dichas iniciativas se encuentran en la lista de proyectos clave de cooperación del DECCE (V Diálogo para la Coordinación y la Cooperación económica).

En julio de 2020, junto a la Secretaria de Energía de la Nación se determinó que el proyecto para el Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA I) sería el priorizado en la primera fase de cooperación.

La obra permitirá ampliar la capacidad de suministro eléctrico existente en el AMBA, especialmente a partir de nuevas fuentes de origen renovable, y fortalecerá el anillo energético del área para garantizar la confiabilidad de operaciones y el abastecimiento seguro de la zona más poblada y con mayor demanda del país.

State Grid Corporation es la empresa de servicios públicos más grande del mundo. Junto a ellos se desarrollará esta iniciativa que reforzará el anillo energético del Área Metropolitana a través de la construcción de un nuevo nodo, la Estación Transformadora (ET) Plomer 500/220/132 kV y ampliará el ingreso de energía eléctrica desde el SADI mediante el tendido de más de 500 km de alta tensión en 500kV, 220kV y 132kV.

Contará con una inversión de más de 1.100 millones de dólares y financiamiento del Bank of China y del Banco Industrial y Comercial de China (ICBC).

Uno de los principales objetivos del gobernador Kicillof en la gira por China y Rusia es avanzar en los acuerdos bilaterales de integración que faciliten el acceso a financiamiento para el plan provincial de obras para la energía que forman parte del plan 6×6. 

La planificación de iniciativas de corto y mediano plazo en todo el territorio provincial, realizado por la Subsecretaría de Energía bonaerense, determinó como prioritarias la construcción de nuevas líneas de Alta Tensión en 132 kV, nuevas estaciones transformadoras AT/MT y ampliaciones de estaciones transformadoras existentes.

En ese contexto se enmarcó esta ronda de diálogos en busca de inversiones para la puesta en marcha de los proyectos mencionados.

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YPF Luz inicia las obras del parque solar Zonda en San Juan

En el marco del inicio de obra del primer parque Solar de YPF Luz en San Juan, se reunieron el Jefe de Gabinete de la Nación, Juan Manzur; el Gobernador de la Provincia, Sergio Uñac; el presidente de YPF, Pablo González y el CEO de YPF Luz, Martín Mandarano para conocer detalles de la construcción y la futura puesta en marcha del parque. 

Durante el encuentro Juan Manzur expresó que “esta inversión que llega hoy a la provincia de San Juan es el fruto del trabajo planificado. El Estado tiene que generar las condiciones para que la inversión llegué. Esto es lo que estamos viendo acá. Esta inversión es la Argentina que buscamos: un país federal, que integre, que cierre las brechas a partir de la inversión y del trabajo”. 

Por su parte, Pablo González destacó que “YPF cumple 100 años y está impulsando la transición energética, que se va a financiar con los recursos convencionales y no convencionales que tiene la Argentina. La empresa estaba en una situación muy compleja que pudimos superar y hoy estamos por anunciar una inversión de 3700 millones de dólares, la más grande de los últimos años, y logramos detener la caída de la producción. Vamos a seguir consolidando este crecimiento porque un país sin energía no tiene posibilidades de desarrollo”. 

El Zonda se ubicará en la localidad de Bella Vista, departamento de Iglesia en la provincia de San Juan. El terreno seleccionado para su desarrollo tiene una superficie aproximada de 300 hectáreas. Con una inversión de más de 90 MMUSD, la primera etapa de construcción tendrá una duración aproximada de 14 meses, brindando la posibilidad de generar empleo y un incremento en la actividad económica local a través de la demanda de servicios indirectos y proveedores locales 

El gobernador Sergio Uñac señaló durante el anuncio que “San Juan se ve reconocida con una inversión millonaria de una empresa emblemática como YPF. Este proyecto nos lleva a duplicar la capacidad de generación solar instalada en la provincia. Gracias por hacer de San Juan una provincia con futuro en la generación de energía eléctrica y renovable” 

Por último, Martín Mandarano, detalló que “YPF Luz viene invirtiendo desde 2013 en la generación de energía eléctrica. Hoy estamos lanzando nuestro primer proyecto de energía solar en uno de los puntos de mayor radiación del mundo. Será un parque con un alto nivel de eficiencia gracias a la instalación de paneles bidireccionales, que permiten absorber la radiación solar directa y la que rebota del piso” 

El Parque generará energía solar fotovoltaica, obtenida en la transformación de la energía de la radiación solar en energía eléctrica. Se estima que tendrá una capacidad instalada total de 300 MW en tres etapas de 100 MW cada una, equivalente al consumo de 140.000 hogares. 

Cuando el proyecto complete todas sus etapas, ampliará la capacidad de generación renovable actual en un 25% en San Juan. El parque solar generará un ahorro de emisiones de carbono de 360.000 tn. CO2 equivalentes al año, respecto de una central termoeléctrica equivalente. 

Recientemente la empresa emitió un bono verde por USD 63,4MM de dólares a una tasa del 5% y con vencimiento final a 10 años, destinado específicamente a la primera etapa del proyecto. 

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CENTRA: el Nuevo Centro de Transición Energética UAI

Los sistemas de energía están viviendo un período de profundas transformaciones motivadas por la necesidad de transitar hacia sistemas sostenibles, basados en fuentes de energía neutrales con el clima y socialmente justas o aceptables. Dicha transformación está caracterizada por el desarrollo de nuevas tecnologías de generación y almacenamiento de energía, combustibles limpios, cambios en el comportamiento de usuarios, mejoras de gestión y eficiencia energética, y un cambio de modelos de evaluación de nuevas inversiones, las que deben responder a los cambios en las percepciones de lo que constituye valor: tecnologías limpias, digitalización y democratización.

La transición energética plantea una serie de desafíos tecnológicos, de modelación, y de diseño de políticas públicas, mercados y regulación del sector energético. Si bien los desafíos son de carácter global, las particularidades geográficas, sociales, institucionales y de disponibilidad de recursos de Chile, sumado a su extraordinario potencial de energías renovables, requieren muchas veces soluciones a la medida.

En este contexto, nace el Centro de Transición Energética de la Universidad Adolfo Ibáñez, CENTRA, como un centro de investigación y transferencia con la misión de reducir la brecha en el desarrollo y trasferencia de soluciones innovadoras de base científica a los desafíos globales de la transición energética, con un fuerte foco en las particularidades del sector energético en Chile y con una cercana colaboración con la industria energética local y el sector público. En específico, CENTRA abordará los desafíos integradores asociados al desarrollo de la cadena de valor de combustibles limpios, el rol de la energía en la evolución a la industria 4.0, el desarrollo de ciudades y comunidades energéticamente sostenibles e inteligentes, y la integración masiva de energías renovables y de bajas emisiones a los sistemas eléctricos.

Nuestro plan de desarrollo es ambicioso, y busca convertirnos en un referente internacional en investigación aplicada para la generación y transferencia de soluciones a los desafíos energéticos globales y de políticas públicas. Lo anterior, en base a una serie de programas innovadores de investigación enfocados en la industria, ciclos de documentos técnicos y conversatorios sobre temas contingentes para la industria energética, y una combinación única de académicos jóvenes y experimentados que realizan investigación en el ámbito de la transición energética al más alto nivel.

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Los ingresos de las distribuidoras siguen congelados, a pesar de la quita de subsidios

En un comunicado reciente, Adeera informa que: La próxima suba de tarifas para algunos usuarios industriales de todo el país que determina la Resolución de la Secretaría de Energía 40/22 publicada el 31de enero de 2022 es exclusivamente para pagar parte del costo de producir y transportar la energía. Esta normativa no influye en la distribución de energía ya que la parte de la tarifa que corresponde al distribuidor, denominado Valor Agregado de Distribución-VAD-, se mantiene sin ninguna modificación.

Por su parte, el Precio Mayorista de la Energía que se aplica a usuarios residenciales y generales y que actualmente se encuentra congelado será tratado en la próxima Audiencia Pública que convocó el ENRE para el 17 de febrero donde se abordaría la posibilidad de bajar los subsidios .

Un ajuste en el VAD requiere una Revisión Tarifaria Integral (RTI) ,tal como está expresado en la Ley de Marco Regulatorio Eléctrico N° 24.065 .Contexto de la distribución de energía Mientras que la demanda de energía eléctrica mantiene un crecimiento sostenido en todas las categorías de usuarios, las distribuidoras afrontan los costos del servicio con ajustes menores a la inflación en todas las provincias. Entre estos costos, el de mayor impacto es el correspondiente a salarios, que tiene una incidencia del 60% sobre el total.

Las distribuidoras-de origen privado o público-,como así también las cooperativas de energía eléctrica son generadoras de empleo directo en cada una de sus jurisdicciones y a la vez, impulsan la actividad de economías regionales . Por su parte ,según datos de nuestras asociadas el 50% de la población paga facturas por el servicio eléctrico por debajo de los $1500,-mensuales, lo que equivale al 4,5% del salario mínimo vital y móvil. En familias cuyos ingresos son mayores, la injerencia de la factura de energía eléctrica es mucho menor. Otro dato significativo respecto a la situación actual de las empresas de distribución de energía eléctrica, está dado por la incidencia de las tarifas eléctricas sobre las actividades comerciales e industriales. El impacto del valor de la energía sobre sus costos es cada vez menor (menos del 3% en la mayoría de los casos, con excepción de las actividades electro intensivas), producto del efecto inflacionario por un lado, y del retraso tarifario por otro .

Por ejemplo, en las jurisdicciones de mayor consumo -CABA y Provincia de Buenos Aires-el ajuste de tarifas fue de un dígito en los últimos dos años. En relación con estos temas, sugerimos consultar los informes publicados en la web de Adeera:“Informe anual de demanda”,“Tarifas e inflación”y“Competitividad y costo de la energía”.Acerca de ADEERA La Asociación de Distribuidores de Energía Eléctrica de la República Argentina está conformada por 49 distribuidoras de energía eléctrica de origen público,privado y cooperativo.En conjunto brindan servicio a 14 millones de familias en todo el país .Operan 450.000 km de redes,emplean a 40.000 personas de manera directa y distribuyen más de 120.000 GWh al año, lo que representa el 98% del total de la energía eléctrica que se consume en nuestro territorio.

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YPF Luz inicia las obras del parque solar Zonda en San Juan

Autoridades nacionales y provinciales en San Juan

La primera etapa del primer proyecto solar de la compañía tendrá una capacidad instalada de 100MW y requerirá una inversión de más de 90 millones de dólares.

En el marco del inicio de obra del primer parque Solar de YPF Luz en San Juan, se reunieron el Jefe de Gabinete de la Nación, Juan Manzur; el Gobernador de la Provincia, Sergio Uñac; el presidente de YPF, Pablo González y el CEO de YPF Luz, Martín Mandarano para conocer detalles de la construcción y la futura puesta en marcha del parque.

Durante el encuentro Juan Manzur expresó que “esta inversión que llega hoy a la provincia de San Juan es el fruto del trabajo planificado. El Estado tiene que generar las condiciones para que la inversión llegué. Esto es lo que estamos viendo acá. Esta inversión es la Argentina que buscamos: un país federal, que integre, que cierre las brechas a partir de la inversión y del trabajo”. Por su parte, Pablo González destacó que “YPF cumple 100 años y está impulsando la transición energética, que se va a financiar con los recursos convencionales y no convencionales que tiene la Argentina.

La empresa estaba en una situación muy compleja que pudimos superar y hoy estamos por anunciar una inversión de 3700 millones de dólares, la más grande de los últimos años, y logramos detener la caída de la producción.
Vamos a seguir consolidando este crecimiento porque un país sin energía no tiene posibilidades de desarrollo”.
El Zonda se ubicará en la localidad de Bella Vista, departamento de Iglesia en la provincia de San Juan. El terreno seleccionado para su desarrollo tiene una superficie aproximada de 300 hectáreas.
Con una inversión de más de 90 millones de dólares la primera etapa de construcción tendrá una duración aproximada de 14 meses, brindando la posibilidad de generar empleo y un incremento en la actividad económica local a través de la demanda de servicios indirectos y proveedores locales
El gobernador Sergio Uñac señaló durante el anuncio que “San Juan se ve reconocida con una inversión millonaria de una empresa emblemática como YPF. Este proyecto nos lleva a duplicar la capacidad de generación solar instalada en la provincia. Gracias por hacer de San Juan una provincia con futuro en la generación de energía eléctrica y renovable” Por último, Martín Mandarano, detalló que “YPF Luz viene invirtiendo desde 2013 en la generación de energía eléctrica. Hoy estamos lanzando nuestro primer proyecto de energía solar en uno de los puntos de mayor radiación del mundo. Será un parque con un alto nivel de eficiencia gracias a la instalación de paneles bidireccionales, que permiten absorber la radiación solar directa y la que rebota del piso ”El Parque generará energía solar fotovoltaica, obtenida en la transformación de la energía de la radiación solar en energía eléctrica.
Se estima que tendrá una capacidad instalada total de 300 MW en tres etapas de 100 MW cada una, equivalente al consumo de 140.000 hogares.

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Visita oficial al Parque Solar Ullum de Genneia

La visita se dio en el marco de la puesta en marcha de las obras del nuevo parque solar de Genneia, Sierras de Ullum.Estuvieron presentes el Jefe de Gabinete, Juan Manzur, el Gobernador de San Juan, Sergio Uñac, junto a otras autoridades nacionales y provinciales.

Además, el presidente de YPF, Pablo González, acompañó a la comitiva con el objetivo de conocer el funcionamiento del Parque Solar Ullum, operado por Genneia.
Genneia, la empresa líder en generación de energías renovables en el país, recibió la visita del jefe de Gabinete de la Nación, Juan Manzur; del Gobernador de San Juan, Sergio Uñac; del presidente de YPF, Pablo González; y del presidente la Empresa Provincial de Energía (EPSE), Juan Carlos Caparrós, entre otras autoridades nacionales y provinciales.

La comitiva fue recibida por Gustavo Castagnino, Director de Asuntos Corporativos y Sustentabilidad de Genneia; Nicolás Fischer, responsable del Parque Solar Ullum y otros ejecutivos de la compañía. Durante la recorrida, los funcionarios conversaron con los especialistas de Genneia acerca de la operación del parque, compuesto por 283.000 paneles solares, y sobre toda la experiencia acumulada en los 3 años desde su puesta en marcha.

“Estamos muy orgullosos de recibir en nuestro Parque Solar Ullum a las autoridades de la Nación, de la Provincia, de YPF y de EPSE para compartir nuestra experiencia y conocimiento en la operación de un parque solar fotovoltaico, en el marco de nuevas inversiones que duplicarán nuestra capacidad instalada solar en San Juan, apoyando uno de los pilares de crecimiento y desarrollo provincial” expresó Gustavo Castagnino de Genneia.

En este sentido, Genneia mantiene su vocación de liderazgo construyendo el nuevo Proyecto Solar Fotovoltaico Sierras de Ullum, que se ubicará en el centro sur de la provincia de San Juan y tendrá una capacidad instalada de 80 MW, equivalente al abastecimiento de 50.000 hogares. El predio seleccionado para el emplazamiento tiene una superficie de 100 hectáreas y está localizado sobre la Ruta Nacional 54, en la misma zona que se encuentran los parques solares Ullum I, II y III, con una capacidad instalada de 82 MW.

Durante su construcción, el proyecto empleará a más de 400 personas de manera directa y contará con 150 mil paneles solares bifaciales, de última tecnología, que toman la energía directa del sol y además absorben el reflejo del suelo, aumentando en un 6% la generación.
La compañía ha invertido más de 1100 millones de dólares en 18 proyectos renovables en los últimos 4 años y en este nuevo proyecto, suma 60 millones de dólares, apostando a crecer en el demandante mercado corporativo.

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Casi USD 900 M de inversión para litio e impulso al plan de movilidad sustentable

Dos grupos inversores confirmaron una inversión cercana a los 900 millones de dólares que también crearía cerca de dos mil puestos de trabajo. Se trata de un sector estratégico para el Gobierno, que ya envió a sesiones extraordinarias el proyecto de Ley de Movilidad Sustentable. Argentina es la tercera productora de litio y la tercera reserva del mundo. Hoy en el país hay dos minas de litio en operación, una en construcción y 18 proyectos avanzados. De ese total de 21 proyectos de extracción tiene recursos por 93 millones de toneladas, pero una vez desarrollados también los proyectos que actualmente […]

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La producción de crudo atenuó su caída en 2021 y sumó inversiones

El 2021 se transformó, para la industria hidrocarburífera de Mendoza, en el peor año de la historia desde que se mide la actividad. Sin embargo, durante el ultimo trimestre, el sector mostró algunos signos de recuperación, y un empujón gracias a las inversiones que se están registrando. En total, según las mediciones del Ministerio de Energía de la Nación, la producción de crudo llegó en Mendoza a los 3.234.761 m3. En diciembre, la baja respecto de 2020 fue de 7% con una performance de 271.477. Más allá de eso, Estanislao Schilardi, secretario de Hidrocarburos, prefiere quedarse con las mediciones diarias […]

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Gustavo Weiss, Presidente de la Cámara Argentina de la Construcción cree que habrá mayor certidumbre

“El Gobierno ha manifestado, tanto el presidente como el ministro Katopodis que el acuerdo con el Fondo no solo no va a significar una disminución de la inversión en la obra pública, sino incluso un aumento”, dijo el presidente de la Cámara Argentina de la Construcción (Camarco), Gustavo Weiss A su vez consideró que el acuerdo con el FMI da una mayor “certidumbre” en el sector y destacó los proyectos de ley en el Congreso que, de aprobarse, le darán un mayor impulso. El acuerdo “va a mantener e incluso incrementar la inversión en obra pública y le dará mayor […]

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Martín Guzmán se reunió con el ministro de Finanzas e inversores rusos

En el marco de su viaje a Moscú, el ministro se encontró con su par ruso y también mantuvo encuentros con más de 15 representantes de empresas de este país a quienes les presentó las perspectivas económicas de la Argentina en el corto, mediano y largo plazo El ministro de Economía, Martín Guzmán, mantuvo este viernes un encuentro en la ciudad de Moscú con su par de Finanzas ruso, Anton Siluanov, en el que se dialogó sobre la relación bilateral y la agenda multilateral en el G-20. El encuentro sucedió al que el presidente Alberto Fernández mantuvo con su par […]

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La forma de Vaca Muerta en sus 42 concesiones

El gobierno provincial definió su nuevo modelo para otorgar áreas de explotación. ¿Qué características deben tener las concesiones no convencionales? La estrategia para hacer más dinámica a la industria del shale. Que la producción de hidrocarburos en Neuquén tenga cada vez más presencia del shale, y en menor medida del tight, tiene como uno de sus principales motivos las concesiones que otorgó el gobierno provincial en los últimos años. Un total de 42 áreas fueron otorgadas por la Provincia bajo la etiqueta de Concesión de Explotación No Convencional de Hidrocarburos (CENCH), focalizando que las inversiones estén orientadas a desarrollar la […]

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Naturgy cierra el ejercicio 2021 cumpliendo con sus previsiones en un contexto energético volátil

El ejercicio estuvo marcado por la recuperación gradual de la demanda tras el impacto de la crisis del Covid-19 y, muy significativamente, por el importante incremento de los precios de las commodities, especialmente a lo largo del segundo semestre. La compañía cumplió con todas las previsiones. Los ingresos alcanzaron los 22.140 millones de euros y el margen ordinario los 5.579 millones mientras que el EBITDA ordinario fue de 3.983 millones (más de un 7% respecto a 2020) y el beneficio neto ordinario de 1.231 millones. A nivel industrial, el ejercicio estuvo marcado por un incremento significativo de las inversiones (+16%) […]

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“Solo queda combustible para cinco días” según la sociedad Peruana de Hidrocarburos

La paralización de actividades de la refinería La Pampilla de Repsol fue ordenada por el Ministerio del Ambiente (Minam) sin ninguna consulta y sin informar siquiera al Ministerio de Energía y Minas está a punto de generar un desabastecimiento masivo de combustibles. La refinería abastece al 40% del mercado, dijo el viceministro de Energía, Jorge Chávez, en una presentación reciente ante la Comisión del Congreso. En el suministro de combustible para embarcaciones, Repsol tiene una participación de 68%, y en el suministro de turbo para aviones, el 75%. “La medida del OEFA (Ministerio del Ambiente), y se lo hemos informado, […]

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El Gobierno de Bolivia anunció el éxito de la perforación de un nuevo pozo de gas natural, que dará al país de 300 a 350 billones de pies cúbicos de gas

Esto ocurre en un contexto de una caída de la producción de hidrocarburos. El nuevo pozo Margarita 10, ubicado en el sur boliviano y operado por Repsol E&P, aportará un volumen de 3 millones de metros cúbicos por día a partir de junio, lo que ayudaría a Bolivia a cumplir sus exportaciones a Brasil y Argentina. Bolivia necesita 20 millones de metros cúbicos por día para exportar a Brasil y 14 millones para el mercado interno, el restante se despacha a la Argentina. Luis Arce, presidente boliviano afirmó: “Eso significa que vamos a tener capacidad de exportación”. La producción gasífera […]

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Jujuy: Tras quita de subsidio la tarifa del gas aumentará un 35%

Luego del atareado mes de enero donde hubo dos reuniones para definir un aumento en la tarifa de gas para todo el país. En el último simposio, se dejó acordado que para el mes de marzo que el aumento tarifario llegará al 35%. Alicia Chalabe, referente del Comité de Defensa del Consumidor de Jujuy (Codelco), dio detalles de los encuentros mantenidos y señaló que “está previsto una merma en los subsidios en la boleta del gas natural. La Secretaría de Energía de la Nación presentó un cuadro tarifario, hoy el gobierno subsidia el 70% del valor del gas natural y […]

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Argentina y su alianza con China para un megaproyecto

En la Cancillería argentina se finiquitan detalles de un acuerdo con el gobierno de Xi Jinping que condicionarán las políticas y la economía para los próximos años. El presidente Alberto Fernández celebró con el jefe de Estado chino, en un encuentro bilateral, el ingreso de Argentina a la Iniciativa de la Franja y la Ruta (BRI), conocida como Nueva Ruta de la Seda. El domingo Argentina se convirtió en el número de país 145 en adherirse a esta propuesta de cooperación impulsada por China y que no solo incluye a Asia, todos los países de África, Oceanía y 20 países […]

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La suba de las tarifas de luz, gas y naftas inyectan más calor a la inflación 2022

El aumento del 9% en los combustibles de YPF pega de lleno en el alza general del mes; además, Guzmán pugna para incrementar como mínimo 30%, el gas y la electricidad. Febrero comenzó con un aumento del 9% en las naftas de YPF, y del 11% para el gasoil, en pleno comienzo de la cosecha gruesa. El ministro de Economía, Martín Guzmán, dejó de lado sus disputas con los miembros de la secretaría de Energía, pertenecientes al Instituto Patria, y tiene en mente aumentar 30% las tarifas de electricidad y gas, para reducir los subsidios y reducir el déficit fiscal. […]

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Notifican a comercializadores que se rehúsan a firmar contratos adjudicados en la subasta de renovables

El Viceministerio de Energía y la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios (Superservicios) notificaron a todos los agentes adjudicatarios de la última subasta a largo plazo de energías renovables sobre la fecha límite para la firma de contratos, fijada para el 18 de febrero próximo.

En una circular (descargar), se señala que las empresas que no acaten con ello, recibirán sanciones ejercidas por la Superservicios.

Según pudo saber Energía Estratégica, la advertencia fue lanzada a raíz de que algunos comercializadores que no participaron directamente de la subasta, pero que fueron aludidos por defecto a través del Mecanismo Complementario, se rehúsan a firmar sus respectivos contratos.

Cabe recordar que de los 4.595,67 MWh/día de energía que se adjudicaron, el 55,52% (equivalente a 2.551,27 MWh/día) fue seleccionado en la licitación; el 44,49% restante (2.044,4 MWh/día) ingresó por el Mecanismo Complementario.

Una de las críticas de los comercializadores pasa por el valor de los contratos. Mientras que en el primer proceso de la subasta el precio promedio ponderado fue de 135,85 pesos colombianos por kWh, el del Complementario fue de 180,72 pesos colombianos por kWh.

Si bien hubo gran interés de los comercializadores por la convocatoria, ya que, de los 46 adjudicados, 44 participaron activamente de ella, el resultado quedó en manos de unos pocos: Sólo 7 se hicieron de las ofertas baratas del primer proceso de la subasta. Éstos son: Codensa, Caribemar de la Costa; Central Hidroeléctrica de Caldas; AES Chivor; Electrificadora del Meta; Empresa de Energía del Quindío; y Enermas.

Fuente: XM

La obligatoriedad del Plan Nacional de Desarrollo

Entre los argumentos que el Gobierno de Colombia expone a los comercializadores para la firma de sus respectivos contratos, les recuerda que la reglamentación del Plan Nacional de Desarrollo (PND) solicita que un 10% de sus compras de energía deban provenir de energías renovables. Esa obligación deberá correr a partir del año 2024.

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Los “números” que motivan una nueva licitación de energía en El Salvador

La demanda energética proyectada para este trienio va en aumento en El Salvador. En las empresas distribuidoras más grandes que operan en el país el requerimiento año a año subiría entre 1000 a 15000 MWh.

Demanda energética proyectada

Distribuidora
2022
2023
2024

CAESS 
2,262,682 MWh
2,263,516 MWh
2,264,351 MWh

CLESA 
915,327 MWh
927,700 MWh
940,229 MWh

EEO 
684,377 MWh
698,629 MWh
713,177 MWh

DEUSEM 
151,593 MWh
155,781 MWh
160,076 MWh

Contemplando aquello, el Programa de Licitaciones Indicativo de AES El Salvador, identifica cuánta potencia necesitará en el corto plazo. Y, de sus conclusiones se desprende que en seis meses, AES podría iniciar una nueva convocatoria, denominada por la empresa como Licitación Futura 4. 

Se trataría de 82,45 MW a licitar en agosto de este año, para suscribir contratos de suministro con las generadoras nuevas o existentes de cualquier tecnología que ofrezcan los precios más competitivos. 

En detalle, esa potencia es desglosada del siguiente modo para cada una de sus cuatro distribuidoras eléctricas operativas: 

Identificación de licitación: Licitación Futura 4

Distribuidora
Inicio de

licitación (*)

Potencia a

licitar

(MW)

Periodo de

suministro

(meses)

Inicio de

suministro

Fin de

suministro

CAESS 
ago-22
40
36
ene-23 
dic-25

CLESA 
ago-22
22.8
36
ene-23 
dic-25

EEO 
ago-22
16.5
36
ene-23 
dic-25

DEUSEM 
ago-22
3.15
36
ene-23 
dic-25

Las bases de la licitación aún no son públicas pero se estima que de convocarse este año la duración del contrato sea por 36 meses a partir de enero del 2023 a diciembre del 2025, si se toma como referencia el Programa de Licitaciones Indicativo antes mencionado.

Ahora bien, al tratarse de un documento indicativo será necesario aguardar a la información actualizada que publique AES El Salvador y sus distribuidoras por iniciativa propia y si lo resultase pertinente, antes o después de lanzar las Bases de Licitación. 

Aún no hay certeza de que esta convocatoria se realice. Y en caso de ser finalmente impulsada, es preciso indicar que podría ser necesario que la información oficial sea aprobada por la SIGET antes de su comunicación. 

Como referencia, el proceso anterior -denominado AES CLESA-CLP-001-202- fue una licitación abierta e internacional que contempló el suministro de 115 MW de potencia y energía asociada. Aquellas bases pueden consultarse aquí

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Los motivos por los que «libre competencia» apoyaría al precio estabilizado de los PMGD en Chile

Un nuevo reclamo ante el Tribunal de Defensa de la Libre Competencia (TDLC) generó preocupación dentro del sector de las energías renovables no convencionales.

Las empresas Hidromaule, Energía Coyanco, Duqueco, Besalco Energía Renovable y Trans Antartic Energía, elevaron un petitorio para que sea modificado o derogado aspectos del mecanismo de estabilización de precios para Pequeños Medios de Generación Eléctrica (PMG/PMGD) estipulados en el Decreto Supremo N° 88.

Las compañías denuncian que el precio estabilizado está afectando a la libre competencia. Sugieren que todas las empresas que forman parte del sistema eléctrico de Chile le pagan un subsidio cruzado a los PMG/D, el cual consiste en la diferencia entre el costo marginal del sistema y el precio estabilizado que reciben estas plantas de hasta 9 MW.

Ante la solicitud de informes por parte del TDLC, fueron varias las entidades y empresas que se pronunciaron en contra de las demandantes: Desde la Comisión Nacional de Energía (CNE) y el Ministerio de Energía, hasta asociaciones gremiales, empresas particulares de energías renovables y bancos.

En diálogo con Energía Estratégica, Clemente Pérez, socio y líder del área de energía y recursos naturales e infraestructura del estudio de abogados Guerrero Olivos, explica por qué es probable que el Tribunal desestime el pedido de las compañías.

“Se argumentó que no se trata de un subsidio, sino un mecanismo que brinda un precio estabilizado que otorga menos fluctuación (que el mercado spot), y que a la larga tiende a ser equivalente al precio del mercado porque se trata de una proyección correcta sobre el valor futuro del mercado en los próximos 4 años en que cada PMGD puede conectarse”, observa Pérez.

Y justifica: “Entonces aquí no hay un subsidio sino desviaciones respecto de los precios que definitivamente se producen, porque se trata de proyecciones. A veces esa diferencia es a favor de los PMGD, pero otras veces es en contra”. “De hecho, han sido más los años que fueron negativos que positivos”, sopesa.

El experto explica que la razón por la cual fueron creados estos precios estabilizados es para que estos pequeños proyectos se tornen más financiables para las entidades crediticias.

“Se trata de un incentivo y no de un beneficio, porque se da estabilidad en los flujos futuros de manera tal que se puedan financiar vía Project Finance”, indica el socio de Guerrero Olivos.

¿Cómo sigue el proceso?

Luego de la etapa de presentación de informes, ahora el Tribunal evaluará si establecer algunas recomendaciones a la CNE en base a lo demandado por las empresas hidroeléctricas en contra del precio estabilizado para los PMG/D, o directamente desestimar el reclamo.

“Yo pienso que se desestimará la causa porque fueron muy contundentes las presentaciones, tanto de las autoridades como de las empresas”, opina Pérez.

Si bien no hay una fecha definida en la que el Tribunal deba manifestarse, para el socio de Guerrero Olivos la respuesta podría llegar en los próximos tres meses, considerando la dinámica de trabajo del organismo.

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Cinco datos para entender cómo se mueve el sector eléctrico dominicano

El Organismo Coordinador, en su calidad de operador del sistema, recibe información de manera continua de todas las partes que actúan en la generación, transporte y distribución de la energía eléctrica en el Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI) de República Dominicana.

Para ofrecer mayor transparencia, el Coordinador junto a la Deutsche Gesellschaft für Internationale Zusammenarbeit (GIZ) GmbH, a través del Proyecto Transición Energética, desarrollaron una nueva aplicación que sistematiza aquellos datos que pueden ser más relevantes para el sector.

“Es percibido por ambas partes como una oportunidad de proporcionar acceso rápido a la información en tiempo real del sistema eléctrico, el crecimiento de las renovables y su impacto en el medio ambiente”, indicó a este medio Alejandro Velázquez, asesor del Proyecto Transición Energética.

Al momento de realizar esta nota, la aplicación releva 5079 MW de capacidad instalada; de las cuales, 1368.85 MW corresponden a renovables como hidro, eólica, solar y biomasa.

De la aplicación también se desprende que podrán sumarseles 816 MW de proyectos en proceso de interconexión pronto, -los más próximos son 50 MW eólicos y 88.41 MW que podrán incorporarse este mismo año-.

Desde la óptica del impulsor de esta aplicación, se torna especialmente útil para este sector, donde los datos se vuelven rápidamente obsoletos dada su naturaleza dinámica y rápida evolución.

Por ejemplo, resulta de interés observar cómo se comportan por día los costos marginales y cuántas emisiones de gases de efecto invernadero se estima que tiene el sector eléctrico. Este tipo de datos pueden ayudar al usuario a tomar decisiones en sus negocios y formas de consumo.

Reforzando la idea de que la aplicación se creó para sistematizar la información de manera amigable, el especialista consultado explicó qué datos y cuáles se pueden consultar, por el momento.

“República Dominicana cuenta con más de 100 centrales de generación para distintas fuentes de generación y tecnologías. Y dado que con la app se busca ofrecer la mayor cantidad de información de forma simplificada y accesible, no se consideró dar el detalle de a qué central corresponde cada fuente.

Sin embargo, esto se puede conocer a través de la página web del OC, donde información sobre el aporte de cada planta al SENI a la matriz de generación, su tecnología y fuente energética es de acceso público”.

Dentro de la aplicación, los interesados en descargarla podrán ver la cantidad de proyectos en proceso de interconexión, capacidad instalada, generación, costos marginales y emisiones GEI de República Dominicana.

El último dato no es menor. Según explicó Alejandro Velázquez, asesor del Proyecto Transición Energética, la formulas utilizadas siguen las Directrices del IPCC de 2006 para los inventarios nacionales de gases de efecto invernadero y, para realizar los cálculos, se toman como datos de entrada el combustible que utiliza cada central eléctrica del país, su rendimiento, la generación horaria de la planta y un factor de emisión a cada combustible.

“Mientras más energías renovables posea un sistema, menores son las emisiones que se producen en este. Con esto dicho, la variabilidad de las energías renovables solar y eólica durante el día, también significa que su generación no es homogénea, por lo que la energía de la red es más limpia en algunas horas que otras.

Y continuó: “Por primera vez, esta información está disponible al público con datos numéricos que la respaldan. Esto se evidencia en los niveles más bajos de emisiones que comienzan aproximadamente a las 8 a.m. cada día y llegan a un valle entre las 12 p.m. y 2 p.m., coincidiendo con el mayor pico de generación solar”.

Visto el valor que genera esta aplicación, el equipo desarrollador ya está pensando en una actualización que incorpore información adicional del mercado. No obstante, se invita a los interesados a empezar a implementar esta primera edición con los datos más actualizados de la industria.

La aplicación está disponible en el App Store y Google Play .

Lo que se viene: mayor foco en renovables

En exclusiva para Energía Estratégica, se adelantó que la actualización de la aplicación contemplará una nueva sección de pronósticos, donde se muestre el pronóstico y la generación real de cada central solar y eólica del sistema.

Está previsto también integrar un pronóstico agregado donde se visualice en 3 gráficas separadas para el pronóstico de toda la generación eólica, toda la generación solar y el agregado de ambas, con la generación real respectiva de cada una.

Tal función visualizaría de manera más clara la utilidad del pronóstico en la integración de las fuentes renovables variables, dada la naturaleza de los pronósticos de generación.

Adicionalmente, se prevé una sección donde se muestren los máximos valores de generación renovable alcanzados por la energía solar y eólica, para períodos diarios, mensuales, anuales e históricos. Estos se expresarían como la máxima generación alcanzada (medida en MW), y la máxima participación alcanzada en la matriz (medida en porcentaje), valores que no necesariamente coinciden y ambos representan un hito distinto para el crecimiento de las renovables.

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¿Cómo influye la reforma eléctrica a la generación distribuida de México?

La continuidad de la generación distribuida en México ha sido un punto de debate desde que la administración actual envió la propuesta de reforma eléctrica al Congreso de la Unión debido a que desde el sector energético del país advirtieron que no queda claro en la iniciativa pese a que diversas autoridades federales aseguraron que no prevén eliminar esta alternativa de generación. 

¿Por qué? Javier Romero Durand, secretario de Asuntos Internos de la Asociación Nacional de Energía Solar (ANES) y director ejecutivo de la Asociación Mexicana de Fabricantes de Equipos Fotovoltaicos (AMFEF), dialogó con Energía Estratégica y planteó que existen diferencias en los conceptos. 

“Si bien han dicho que no afectará a la generación distribuida, su concepto es distinto, ya que ellos le llaman GD a la instalación en casas, pequeños comercios y zonas agrícolas. Pero lo negativo es que no quieren entender, o no lo dicen como tal, que GD también es industria y que los grandes negocios en media tensión también pueden recibir esos beneficios”, afirmó. 

“Sabemos que no habrá afectaciones para el sector residencial, pero no queda claro en el otro aspecto o segmento mencionado. Mientras que parece ser que la alta tensión será de la Comisión Federal de Electricidad y los altísimos consumidores que estaban en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) difícilmente se puedan ver beneficiados con la generación distribuida, ya que representará entre el 2 y 4% de la energía que consumen”, agregó. 

Frente a dicho panorama, el especialista manifestó la necesidad de una aclaración o cambio del proyecto de reforma constitucional, teniendo en cuenta que la misma también señala que se cancelarán los permisos de generación eléctrica otorgados y los contratos de compraventa de electricidad con el sector privado.

“Se requiere de una mejora regulatoria, de optimizar los alcances, experiencias y beneficios, pero no de un cambio de 180° hacia atrás como se está planteando”, aclaró. 

Sin embargo, no ve con demasiado optimismo que haya “verdadera voluntad” de que se mejore la legislación planteada, por lo que, bajo su mirada, podría continuar con la incertidumbre por parte de los clientes que quieren seguir el camino de la transición energética y la sustentabilidad. 

“Los instaladores con proyectos importantes con usuarios industriales están parados porque los clientes prefieren frenar la inversión millonaria antes que colocarla y que el día de mañana se les diga que requieren más permisos o que se quitará la medición neta”.

Es decir que están a la expectativa de lo que ocurra la reforma eléctrica, dado que las empresas industriales ven las noticias en el país, piensan que hay un factor de riesgo y frenan la instalación o inversión. 

“Y si no hay un panorama de lo que ocurrirá, de que siga la medición neta y el crecimiento en el segmento industrial, no avanzará la generación distribuida en ese sentido”, finalizó Romero Durand. 

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La canadiendse Innergex desembarca en Chile comprando proyectos por 332 MW eólicos

La empresa comprará el 100% de las acciones de Aela Generación SA y Aela Energia SpA propietarias del Sarco 170MW Sarco (170MW) En tierraFreirina, Región de Atacama, Chile, Centro y Sudamérica Haga clic para ver los detalles completos, 129MW Aurora (Aela Energía) Aurora (Aela Energía) (129MW) En tierraLlanquihue, Región de Los Lagos, Chile, Centro y Sudamérica Haga clic para ver los detalles completos y 33MW de corriente Cuel (33MW) En tierraLos Ángeles, Región del Bio Bio, Chile, América Central y del Sur Haga clic para ver los detalles completos parques eólicos.

El precio de compra incluye la asunción de US$ 386 millones de deuda existente.

Se espera que se cierre en el segundo trimestre de 2022, el acuerdo de Aela es la sexta adquisición de Innergex en el sector de energía renovable de Chile desde 2018. Incluye acuerdos para comprar la planta hidroeléctrica de 140MW Duqueco, el 100% de la firma de energías renovables Energia Llaima y el mes pasado los 50,6MW Parque solar San Andrés en el norte de Chile.

“La adquisición ampliará nuestra posición de liderazgo en Chile, un mercado energético atractivo”, dijo el presidente y director ejecutivo de Innergex, Michel Letellier.

Innergex destacó que la energía de los tres parques eólicos se vende a 25 empresas de distribución bajo contratos de compra de energía (PPA), que tienen fechas de vencimiento entre finales de 2036 y 2041, proporcionando a la compañía una fuente inmediata de flujo de caja.

Además, la compañía tiene como objetivo utilizar el tamaño y la diversidad de su cartera de energía renovable en Chile para suministrar electricidad limpia las 24 horas del día a grandes clientes industriales.

Mientras que los parques eólicos Aurora y Cuel se ubican en el sur de Chile, el parque eólico Sarco se ubica en la norteña Región de Atacama.

Innergex dijo que financiaría el precio de compra neto a través de ingresos de C $ 150 millones (US $ 118 millones) de un capital de acuerdo comprado concurrente y C $ 37 millones obtenidos de una colocación privada a una filial de la empresa de energía canadiense Hydro Quebec y el resto. de una refinanciación de la deuda de los parques eólicos y de los proyectos existentes de Innergex en Chile que prevé concretar en las próximas semanas.

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John Kerry participará en la V Reunión Ministerial de Energía en Panamá

Rivera Staff destaca que Kerry “seguramente enviará un mensaje a las naciones del continente Americano y el Caribe sobre las acciones en materia de energía y clima” en este evento que tendrá como tema central “Transiciones Energéticas Justas e Inclusivas” y se celebrará el 10 y 11 de febrero en la capital panameña.

La ministra de Relaciones Exteriores, Erika Mouynes hablará en la ceremonia de apertura, junto con el Secretario Nacional de Energía, Jorge Rivera; el Secretario General de la Organización de los Estados Americanos (OEA), Luis Almagro, el Vicepresidente de Sectores y Conocimientos del Banco Interamericano de Desarrollo (BID), Benigno López, y por confirmar Alicia Bárcenas, Secretaria Ejecutiva de la Comisión Económica para América Latina y el Caribe (CEPAL) de las Naciones Unidas.

Rivera invitó a los ministros de Energía de los países del hemisferio, a ser parte de esta cita de Alto Nivel, que se llevará a cabo la próxima semana, oportunidad en que se analizará y profundizará el tema de las “Transiciones Energéticas Justas e Inclusivas”, concepto que ha comenzado a globalizarse, y para el cual, los países de la región aspiran a encontrar una respuesta común, a través de este encuentro.

Asimismo, el funcionario sostiene que “tenemos la oportunidad de sostener un diálogo productivo sobre temas energéticos y climáticos y principalmente sobre cómo lograr una transición energética que funcione para todos; cómo garantizar que los beneficios y oportunidades lleguen a las personas sin distinción… sin dejar a nadie atrás”.

“El liderazgo de Panamá en el marco de la ECPA está en consonancia con su compromiso de promover transiciones energéticas justas e inclusivas, el tema que la nación panameña escogió para el encuentro. La reunión de ministros le permitirá al Hemisferio Occidental impulsar una agenda regional de transición energética. También representa una valiosa oportunidad para fomentar el liderazgo energético compartido, la cooperación y la integración en las Américas a fin de alcanzar cero emisiones netas a 2050”, expresó.

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Damián Bleger: «La política energética del país no persigue a las renovables como camino principal»

La reciente suscripción del contrato para el diseño, suministro y construcción de la Central Nuclear Atucha III en conjunto con la Corporación Nuclear Nacional China (CNNC) y el posterior encuentro entre Alberto Fernández y Vladimir Putin, presidente de Rusia, donde se comentó la participación en el sector energético nacional, muestran el rumbo que pretende tomar el país. 

Es por ello que Energía Estratégica se contactó con Damián Bleger, director en Dbleger & Asc. Consultores en Nuevos Negocios y exsubsecretario de Energía del Gobierno de Santa Fe, para conocer la mirada del sector y cómo puede impactar para las energías verdes en el futuro. 

“La política energética del país no persigue a las renovables como camino principal . Y creo que se podría hacer más por ellas para que sigan integrando nuestra canasta energética. El mundo va hacia ese rumbo, las renovables y el hidrógeno verde. Y personalmente me gustaría ver una Argentina mucho más comprometida con la sostenibilidad, teniendo en cuenta que formamos parte del Acuerdo de París y otros pactos internacionales”.

“Obviamente vivimos en un mundo integrado, con una geopolítica cada vez más candente con las relaciones comerciales y políticas. Pero me gustaría seguir el camino de los países desarrollados, que tienen una visión muy clara en la reducción de la huella de carbono y bajar la emisión de gases de efecto invernadero”, sostuvo. 

El especialista comentó dichas frases teniendo en cuenta que una de las grandes problemáticas de la energía nuclear es la contaminación que producen las pilas de uranio una vez que vence su ciclo, además de todos los residuos nucleares. 

Y para afrontar dicha situación, Bleger manifestó la necesidad de construir infraestructura muy grande para realizar los cementerios de uranio en zonas seguras del país, a lo que afirmó que “son cuestiones técnicas que se podrían solucionar”. 

Por otro lado, el director en Dbleger & Asc. Consultores en Nuevos Negocios fue preguntado sobre si los acontecimientos previamente mencionados pueden generar oportunidades de financiamiento para las energías limpias y renovables en el país. 

El problema son las condiciones de orden, macroeconómicas y políticas. Hay mucho dinero en el mundo que ven atractivos este tipo de proyectos a mediano y largo plazo, pero la cuestión a considerar es la seguridad jurídica”, respondió. 

“Cualquier capital es bienvenido para hacer crecer el país y necesitamos inversión genuina. Lo veo positivo si China o Rusia, o cualquier país que tenga la posibilidad de financiar proyectos en Argentina, aunque noto que en los últimos años el problema no es el acceso al financiamiento sino que viene desde el lado de la política energética”, concluyó. 

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El tándem Rucci-Vidal dinamita el estilo conciliador de Pereyra y fuerza el conflicto para incrementar poder

Los sindicatos petroleros de todo el país realizarán hoy asambleas en decenas de yacimientos que, con seguridad, tendrán impacto directo en la actividad operativa. ¿Existe un disparador en concreto que explique la medida de fuerza? Los gremios ensayan una serie de reclamos sobre los que, en el fondo, ya existe acuerdo con las grandes petroleras, pero en rigor de verdad lo que motoriza el escenario de conflictividad es un cambio de época.

Un elemento central ordena el análisis. Marcelo Rucci reemplazó en diciembre a Guillermo Pereyra de la conducción del sindicato de petroleros privados de Neuquén, Río Negro y La Pampa, el más poderoso del país. Con el paro convocado para hoy, el nuevo líder del gremio envía un mensaje concreto a sus interlocutores de la industria y la política: el estilo negociador —y pro-sistémico— de Pereyra expiró a fines del año pasado. Lo que viene hacia adelante es incierto. Las condiciones de borde no están negociadas con los privados.

La agenda de Rucci es heterogénea: puede pivotear sobre el adelantamiento de las paritarias salariales o sobre el armado empresarial en el siempre caudaloso negocio de servicios petroleros, donde el ex intendente de Rincón de los Sauces cuenta con contactos probados como Claudio Urcera y Ángel Salazar.

Tándem

El nuevo hombre fuerte del sindicato de Neuquén —cuya centralidad se amplificó en los últimos años con la puesta en valor de Vaca Muerta— entabló una relación de confianza con Claudio Vidal, secretario del gremio de petroleros de base de Santa Cruz y diputado nacional desde diciembre pasado. Como primer paso, Rucci y Vidal jugaron en tándem y lograron, con llamativa facilidad, el adelantamiento de las paritarias, que vencen el 31 de mayo.

Los sindicalistas, cuyas acciones y poder están en alza justo en dos provincias en las que YPF es el principal jugador de la industria, y por ende el que mayor interés debería tener en neutralizar el nivel de conflictividad sindical, quieren que el nuevo acuerdo salarial arranque el 31 de marzo, es decir, dos meses antes. La petrolera que preside Pablo González y otros referentes de la industria como Pan American Energy (PAE), Tecpetrol y Vista, ya validaron informalmente ese planteo.

Los dirigentes gremiales también pidieron adelantar para marzo la aplicación de una suba del 10% que, en origen, debería implementarse recién el 1º de mayo. Los gremios reclamaron, además, mediante una nota conjunta enviada los primeros días de enero, una contribución adicional a las obras sociales para hacer frente tercera ola de Covid generada por la variante Omicron. Y una recomposición salarial inmediata para el segmento de operarios de menor remuneración para compensar la inflación registrada en los productos que integran la canasta básica de alimentos.

Más allá de alguna discusión puntual, las petroleras están dispuestas a reconocer cada uno de los puntos.

Entonces, ¿Por qué los gremios fuerzan un conflicto?

Uno de los afiches que difundió el sindicato petrolero de Neuquén para convocar al paro de hoy.

Porque lo que está en juego no es un punto más o un punto menos en la negociación por paritarias, sino la legitimación de un nuevo liderazgo sindical, con Rucci en el epicentro en busca del reconocimiento del sistema de poder.

Un dato ilustra ese recambio generacional: una de las empresas sobre las que el sindicato petrolero de Neuquén puso el ojo, generando múltiples reclamos en las últimas semanas, es Bacs, una firma de catering creada en 1998 que, con el paso de los años y la clara anuencia de Pereyra, terminó monopolizando ese servicio en los yacimientos petroleros de la provincia patagónica.

Antes era una empresa intocable porque estaba protegida por Guillermo, pero ahora con Rucci le reclaman la calidad de la comida, la cantidad de las porciones. Está en un proceso de desgaste que probablemente fuerce el reemplazo por otro proveedor. Está claro que Rucci no tiene problemas en pisar terrenos alambrados por Pereyra”, analizó un ex funcionario neuquino que sigue de cerca la reconfiguración de la agenda sindical que, por primera vez en décadas, hoy está atravesada por vientos de cambio real.

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LA DEMANDA ELÉCTRICA SUBIÓ 9,9% EN DICIEMBRE Y CERRÓ EL 2021 CON UN 5,2% DE INCREMENTO INTERANUAL

Con un consumo récord hacia fines de diciembre, el 2021 presentó un ascenso de la demanda de energía eléctrica de 5,2%, en comparación con el año anterior lo que representa el mayor crecimiento del consumo desde 2010. Además, diciembre marcó un record de potencia 27.088 MW el 29 de diciembre de 2021 a las 14:18, luego superado en enero 2022, con también un consumo anual record.

A nivel mensual, diciembre cerró con una suba del 9,9%, completando una seguidilla de nueve meses consecutivos de ascenso a partir de abril.

Según Cammesa, en diciembre de 2021, la demanda neta total del MEM fue de 12.451,7 GWh; mientras que, en el mismo mes de 2020, había sido de 11.130,1 GWh .

Por lo tanto, la comparación interanual evidencia un ascenso de 9,9%. Asimismo, existió un crecimiento intermensual que llegó al 17,9%, respecto de noviembre de 2021, cuando había tenido una demanda de 10.560,7 GWh.

En el mes de diciembre 2021, se registró una potencia máxima de 27.088 MW, un nuevo record histórico, que superaría al de enero de 2021. No obstante, el 14 de enero de 2022 se registró un nuevo récord de 27.983 MW de potencia a las 14.

En cuanto a la demanda residencial de diciembre, se alcanzó el 47% de la demanda total del país con una suba de 10,7% respecto al mismo mes del año anterior.

En tanto, la demanda comercial subió un 8,5%, siendo un 28% del consumo total. Y la demanda industrial refleja un 25% del consumo total, con una fuerte suba en el mes del orden del 6,5% aproximadamente.

Objetivos:

EL 2021

En base a datos aun provisorios, durante 2021, la demanda neta total del MEM fue de 133,8 TWh; mientras que, en el 2020, había sido de 127,1 TWh . Por lo tanto, la comparación interanual evidencia un ascenso de 5,2%.

Por otro lado, y en cuanto a la desagregación por tipo de usuario, siempre en base a datos provisorios, la suba fue de 2% en el sector residencial (un 45,5% de toda la demanda), 3,7% en el comercial (un 27,1% de toda la demanda), y 12,3% en el industrial (un 27,3% de toda la demanda).

DATOS GENERALES DICIEMBRE 2021

La demanda eléctrica registra en los últimos doce meses (incluido diciembre de 2021) 3 meses de baja (enero de 2021, -0,5%; febrero de 2021, -7%; y marzo de 2021, -0,9%) y 9 meses de suba (abril de 2021, 14,9%; mayo de 2021, 14,2%; junio de 2021, 12,1%; julio de 2021, 1,9%; agosto de 2021, 8,7%; septiembre de 2021, 3,3%; octubre de 2021, 4,4%; noviembre de 2021, 4,7%; y diciembre de 2021, 9,9%). El año móvil (últimos doce meses) presenta una suba del 5,2%.

Por otro lado, los registros anteriores muestran que el consumo de enero de 2021 llegó a los 11.937,7 GWh; febrero, 10.085,8 GWh; marzo, 11.047,7 GWh; abril, 9.812,4 GWh; mayo, 10.984,5 GWh; junio, 12.050,6 GWh; julio, 12.407,8 GWh; agosto, 10.660,1 GWh; septiembre, 10.371 GWh; octubre, 10.448,1 GWh; noviembre, 10.560,7 GWh; y, por último, diciembre de 2021 llegó a los 12.451,7 GWh.

TEMPERATURA

Observando las temperaturas, el mes de diciembre de 2021 fue menos caluroso en comparación a diciembre de 2020. La temperatura media fue de 25 °C, mientras que en el mismo mes del año anterior fue 23.5 °C, y la histórica es de 23.1 °C.

Consumo mensual a nivel regional

En cuanto al consumo por provincia, en diciembre, 24 fueron las provincias y/o empresas que marcaron ascensos: Santa Fe (22%), Entre Ríos (22%), Corrientes (18%), Santiago del Estero (16%), EDEN (15%), Córdoba (13%), EDES (12%), Formosa (12%), Misiones (11%), Chaco (9%), EDEA (8%), EDELAP (8%), San Luis (7%), Santa Cruz (6%), Río Negro (6%), Catamarca (5%), Salta (5%), La Pampa (4%), Tucumán (3%), Neuquén (2%), La Rioja (2%), San Juan (2%), entre otros. En tanto, 3 empresas o provincias presentaron una caída: Chubut (-20%), Mendoza (-3%) y Jujuy (-1%).

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Kulfas recibió a directivos de la minera Zijin, quienes invertirán US$380 millones para producir litio en Catamarca

El Ministro de Desarrollo Productivo, Matías Kulfas, recibió a directivos de la empresa Zijin Mining Group Ltd., quienes anunciaron inversiones por US$380 millones para la construcción de una planta de carbonato de litio por parte de Liex S.A., subsidiaria en Argentina, y su intención de buscar nuevas oportunidades para desarrollarse en la minería del país.

“Agradezco el interés en invertir en Argentina. Para nosotros es muy importante poder desarrollar la minería en general y el litio en particular”, afirmó el ministro Kulfas y agregó: “La política de desarrollo minero tiene dos aspectos fundamentales: por un lado, tiene que ser una minería que cuide el ambiente, que aplique las mejores técnicas productivas para que se desarrolle de manera sustentable; por otro lado, queremos una minería que genere desarrollo en la región en donde se radique, que genere empleo en las comunidades, en la las provincias, que invierta en obras y que utilice proveedores locales para fortalecer el entramado productivo local. Los invitamos a trabajar juntos en estos aspectos, que consideramos centrales para el desarrollo y crecimiento de la Argentina”.

De la reunión participaron la secretaria de Minería, Fernanda Ávila; el CEO de Continental Gold Inc, Zijin Mining Group, James Chun Wang; el General Manager, Huang Huaiguo; el CFO, Zheng Jiao; el ingeniero Hou Tong; el Presidente de Liex, Tomás de Pablos Souza; y el CEO de Neolithium, Waldo Pérez.

Zijin adquirió el capital accionario de Neo Lithium Corp en Canadá y al controlar la empresa decidió invertir a través de su subsidiaria en Argentina, Liex, U$S 380 millones de dólares en la construcción de una planta de carbonato de litio en el proyecto Tres Quebradas (3Q), que producirá 20.000 toneladas de carbonato de litio por año con idea de ampliar al doble su producción en el mediano plazo.

Durante la reunión Fernanda Ávila explicó que “Tres Quebradas es muy importante no sólo para Catamarca sino para la Argentina y demuestra la confianza en nuestro país. Creemos firmemente en trabajar para cumplir con el mandato de nuestro Presidente de desarrollar la minería de forma sustentable”.

Para el proyecto Tres Quebradas está previsto que la planta empiece la construcción este mismo año y que entre en producción a finales de 2023. Éste es un proyecto de extracción de salmuera y producción de carbonato de litio ubicado en Fiambalá, provincia de Catamarca, a 30 kilómetros de la frontera con Chile, dentro del Triángulo del Litio, donde se encuentra casi el 60% de las reservas mundiales de este mineral. En la fase exploratoria, Liex ya había producido carbonato de litio grado batería de máxima pureza en su planta piloto.

Asimismo el primer productor de oro de China Zijin tienen planes de hacer otras inversiones importantes en oro y cobre en Argentina, por lo que está en la búsqueda de proyectos avanzados para ello.

Zijin Mining Group Co. Ltd. es un conglomerado chino que se dedica a la exploración, explotación y desarrollo de propiedades y proyectos mineros alrededor del mundo, principalmente de oro, cobre, plomo, zinc, tungsteno, hierro y otros metales básicos.

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El cristinismo acusó el golpe y dice que es Guzmán el que no avanza con la segmentación

El cristinismo filtró el viernes por la mañana a algunos medios de comunicación las directrices principales de un plan de segmentación de tarifas y se encargó expresamente de subrayar que la propuesta le fue entregada en diciembre al ministro de Economía, Martín Guzmán. Algunos analistas interpretaron esa jugada como un avance oficial en el plan de reducción de subsidios que exige el Fondo Monetario Internacional. Sin embargo, la intención de esa filtración, llevada adelante por voceros de La Cámpora que no trabajan en el Ministerio de Economía ni en la Secretaría de Energía, fue más modesta: en principio dejar en claro que no son ellos los que están frenando la segmentación y que la responsabilidad de que aún no se haya avanzado es del ministro de Economía.

¿Por qué ahora?

Si el plan de segmentación de tarifas se le presentó a Guzmán en diciembre, ¿por qué desde La Cámpora salieron a filtrar esa información el viernes cuando el ministro estaba en Moscú acompañando al presidente Alberto Fernández? No hay certezas, pero la decisión parece haberse tomado a raíz del artículo que publicó EconoJournal el miércoles pasado donde altas fuentes del albertismo embistieron con dureza contra el subsecretario de Energía Eléctrica, Federico Basualdo, y el interventor del Enargas, Federico Bernal, los dos delegados de la vicepresidenta en el área energética, responsabilizándolos por falta de avances en la segmentación tarifaria.

Luego de que Máximo Kirchner renunciara a la jefatura del bloque del Frente de Todos en disconformidad con el principio de acuerdo negociado con el FMI, EconoJournal consultó a fuentes del albertismo si esa decisión podía generar algún cambio al interior del área energética. “Lo único concreto que te puedo decir es que todos sabemos que los Federicos, por una combinación entre inoperancia, ineptitud y enfrentamiento político, son un escollo para avanzar en algo mínimamente razonable que sea compatible con el muy razonable esquema fiscal acordado”, aseguró una alta fuente oficial.

-¿Van a ser desplazados? –preguntó este portal.

-Hay visiones divergentes. Lo único que está claro es que no han hecho nada para avanzar con la segmentación. En dos años se solucionó la pandemia, se inventaron 10 vacunas, se curó a millones de pacientes de un virus nuevo y estos dos tipos no fueron capaces de cobrarle la tarifa completa ni a los hogares de Puerto Madero. –respondió la misma fuente.

Esa dura declaración volvió a dejar en evidencia la ruptura al interior de la alianza y pareciera haber sido la razón que motivó la filtración del viernes con el único objetivo de dejar en claro que no es el cristinismo el que está frenando la puesta en marcha de la segmentación tarifaria.

El mismo modus operandi

Al igual que ocurrió el 29 de diciembre, cuando el cristinismo filtró a la prensa por los mismos canales oficiosos que el aumento de las tarifas hogareñas de luz y gas va a ser este año de 20%, la decisión de difundir a los medios la propuesta de segmentación tarifaria se tomó de manera unilateral y sin coordinarlo con Guzmán.

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.

El único funcionario que salió on the record a fin de año a confirmar la información del aumento de tarifas del 20% fue el secretario de Energía, Darío Martínez, a través de un hilo de tuiter el 30 de diciembre por la tarde. Ahora también fue Martínez el encargado de confirmar en on the record que ENRE y Enargas sí habían acercado una propuesta de segmentación y volvió a hacerlo solo por Twitter. “Segmentación: Enre, Conicet y Enargas acercaron propuestas que están siendo trabajadas por la Subsecretaría de Planeamiento que junto al equipo del Ministerio de Economía tiene a su cargo el diseño de la herramienta, la cual se aplicará cuando el Gobierno tome la decisión”, fue el escueto mensaje del secretario que tiene la difícil tarea de hacer equilibrio en medio de la feroz interna entre los hombres de Alberto Fernández y los delegados de La Cámpora en la secretaría de Energía.

Por si quedaba alguna duda sobre por qué el cristinismo decidió filtrar la información de la segmentación tarifaria el viernes, dos días después de la nota de EconoJournal, el interventor del Enargas, Federico Bernal, las despejó el viernes al hacerle retweet al mensaje de Darío Martínez y agregar: “El propio Secretario de Energía se encarga de dar por tierra las operaciones berretas de pasquines berretas. La segmentación en su primera etapa a un paso de hacerse realidad por primera vez. Fruto de un gran e histórico trabajo en equipo”.

La propuesta de segmentación

El esbozo de plan de segmentación tarifaria filtrado por el cristinismo el viernes afirma que identificaron a 487 mil usuarios residenciales del Área Metropolitana de Buenos Aires. Más de tres cuartas partes de esos usuarios se encuentran en los barrios porteños de Puerto Madero, Recoleta, Palermo, Belgrano y Núñez, una parte de Colegiales, algunas manzanas de Villa Urquiza, Retiro, Saavedra y Villa Devoto y una zona de elevado valor de Caballito. El resto están en el Gran Buenos Aires: unos 67.800 usuarios de Vicente López y San Isidro más otros 48.000 domicilios dentro de 466 countries y otros barrios cerrados.

El texto no explicita qué condición cumplen los que forman parte de este universo ni tampoco aclara qué sucedería con ellos. ¿Se les cobrará la tarifa real sin subsidios de un día para el otro o será gradualmente? ¿Habrá escalas dentro de ese universo o impactará a todos por igual?

A modo de ejemplo: un usuario de Edenor o Edesur paga por la energía que consume en el horario pico un precio de 1852 pesos por MWh, según se desprende de la última programación trimestral del sistema eléctrica que publicó la semana pasada la Secretaría de Energía. El costo real asciende, sin embargo, a los 8080 pesos por MWh, según lo definido en la misma normativa. Eso quiere decir que, si les retiran completamente los subsidios, como filtró el viernes el cristinismo, los 487.000 usuarios del área metropolitana de Buenos Aires pasarán a pagar 4,36 veces más por la energía.

¿De cuánto sería el impacto en los cuadros tarifarios de ese universo de clientes? El precio estacional de la energía (PEE) explica, a groso modo, entre un 50% y un 60% del las tarifas antes de impuestos que terminan abonando los hogares. Por lo que, si se avanza con la quita total de subsidios, las tarifas terminarían aumentando, como mínimo, entre un 150% y un 200 por ciento. En la práctica, la factura final que paga ese medio millón de clientes aumentaría tres veces de una vez. ¿Validará el cristinismo ese salto después de repetir en los últimos dos años que las tarifas tienen que ser  justas, razonables y asequibles? Aunque se trate de un aumento para el segmento de altos ingresos, ¿no contradice una suba de esa envergadura el espíritu de gradualidad que fundó el fallo Cepis durante la presidencia de Mauricio Macri? Lo único seguro hasta el momento es que la propuesta todavía no está consensuada al interior del gobierno.

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Edenor y Edesur: el ENRE fijó nuevas tarifas para un grupo de grandes usuarios

El Ente Nacional Regulador de la Electricidad estableció una tarifa media para Edenor de $5.452 por kilovatio/hora y para Edesur de $5.362 kw/h, para 9.449 grandes usuarios, sin afectar a los públicos de salud y educación.

El Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE) estableció los cargos que deberán implementar, en sus respectivas áreas, las concesionarias del servicio público de distribución de energía eléctrica Edenor S.A. y Edesur S.A. a las personas usuarias residenciales, no residenciales y grandes usuarios.

La actualización refleja la modificación estacional del precio de la energía y es independiente de los ingresos de las empresas de transporte y distribución.

La medida se dispuso a través de las resoluciones 41 y 42/2022 del organismo publicadas este viernes en el Boletín Oficial e implica un aumento de entre el 14 y 16%, en la tarifa de 9.449 grandes usuarios.

La variación del impacto final se debe a la empresa que distribuye la energía y el nivel de tensión solicitado por el usuario.

Asimismo, mediante resolución 41 estableció el nuevo valor de la tarifa media para Edenor de $ 5,452 por kilovatio/hora y en la 42 se fijó para Edesur en $ 5,362 kw/h, lo que representa un incremento del 6,34% y del 6,81% de los niveles vigentes desde el 1º de mayo de 2021, respectivamente.

Esos valores deberán ser tenidos en cuenta para calcular, la sanción que se aplica a la distribuidora por incumplimiento de las obligaciones establecidas en el marco regulatorio y el contrato de concesión.

Asimismo, el Ente destacó que esta acción no implica una modificación en el cuadro tarifario para hogares, comercios y grandes usuarios públicos de salud y educación. Lo cual procederá luego de la realización de la Audiencia Pública convocada para el día 17 de febrero.

Las dos normas del Ente precisaron que las distribuidoras deberán determinar e informar, para estos casos, el subsidio correspondiente por cada factura debiendo ser identificado como ‘Subsidio Estado Nacional’ en las facturas de sus personas usuarias.

Los nuevos montos de las tarifas plenas sin subsidio se dieron a conocer dos semanas antes de la realización de la audiencia pública en la que se analizarán las propuestas de las distribuidoras y transportadoras que serán tenidas en cuenta para decidir un nuevo cuadro tarifario.

En el marco de las presentaciones de sus proyecciones económico-financieras (PEF), Edenor y Edesur presentaron ayer sendas documentaciones a la interventora del ENRE, Soledad Manín, en la que aseguraron que es “imprescindible” una “adecuación tarifaria”.

De la proyección presentada por la empresa Edesur se observa un requerimiento de aumento de 132% de sus ingresos con respecto al 2021.

Edenor, por su parte, presentó dos escenarios: uno con los supuestos macroeconómicos fijados por el ENRE en base al proyecto de ley de Presupuesto rechazado por la oposición en el Congreso (33% de inflación y dólar a $ 131,10 a fin de año) y otro en base a estimaciones hechas por la propia compañía en octubre del año pasado (46,8% y $ 153,40, respectivamente).

El resultado de la proyección para 2022 con las variables macro remitidas por el ENRE en la presentación de Edenor se observa un requerimiento de aumento del 74% de sus ingresos con respecto al 2021.

En cuanto a la necesidad de fondos para el escenario estimado por la distribuidora, Edenor presento un requerimiento de aumento del 88% de sus ingresos con respecto al 2021.

Las tarifas de electricidad tuvieron un incremento del 9% en mayo del año pasado (con un impacto aproximado del 20,9% en el Valor Agregado de Distribución), en medio de un congelamiento iniciado en marzo de 2019.

Los subsidios en las tarifas de energía eléctrica se asignan a través de la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (Cammesa), que en 2021 ascendieron a $ 695.830,9 millones, equivalentes al 66,5% de todos los subsidios destinados al sector energético, según informes de la Asociación Argentina de Presupuesto y Administración Financiera Pública (ASAP).

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Oistone Energía adquirió nuevas áreas en Neuquén

La operación comprende a las concesiones Aguada Baguales, El Porvenir y Puesto Touquet

En el marco de una consistente estrategia de negocio de crecimiento en el país, Oilstone Energía S.A. (Oilstone) concretó la adquisición del 100% de las concesiones de explotación Aguada Baguales, El Porvenir y Puesto Touquet, en la Cuenca Neuquina, a la compañía GeoPark Argentina SAU. La operación fue aprobada por la autoridad de aplicación el pasado viernes 21 de enero y, el 1 de febrero, la empresa procederá al take over de dichas concesiones. 

Con la incorporación de las nuevas áreas de explotación, la compañía operará 15 concesiones siendo el titular del 100% de todas ellas con una producción total de 500m3/d de petróleo y  1 MMm3/d de gas (10.000 BOE/d), con un equipo de 286 personas propias más la contratación de empresas de servicios. 

Oilstone mudará su base operativa actualmente localizada en la ciudad de Plaza Huincul a la Base Operativa en El Porvenir, localizada sobre la RN 22 a la altura de Challacó, donde también se encuentra instalada la Planta de Despacho con ingreso directo al Oleoducto de Oldelval. Además con esta adquisición se incorpora el gasoducto que vincula a Puesto Touquet con la Planta de Acondicionamiento y Compresión de gas propiedad de Transportadora de Gas del Sur, localizada  en Plaza Huincul. 

Los reservorios convencionales todavía tienen mucha producción por aportar, a los cuales hay que dedicarles recursos técnicos, operativos y económicos para continuar con la recuperación de hidrocarburos. Esta es la razón por la cual Oilstone continúa focalizando su operación en campos maduros, con una concentración geográfica que permite optimizar costos operativos y obtener mayor eficiencia, siempre priorizando la seguridad en sus operaciones y el cuidado del medio ambiente.

Acerca de Oilstone Energía S.A.

Fundada en 2010 en Argentina, Oilstone Energía S.A. es una petrolera independiente de explotación y producción de hidrocarburos. Es una compañía sólida, profesional y flexible, cuya producción de petróleo y gas natural ha crecido, desde sus inicios, de forma ininterrumpida. 

Oilstone opera 15 concesiones de explotación que comprenden una superficie de 3.000 km2 de la Cuenca Neuquina.

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Premio Anual Global Energy

La Asociación Energía Global otorga anualmente el premio internacional Global Energy, el cual es entregado en efectivo, cuyo monto podría cubrir para la implementación de un proyecto https://globalenergyprize.org/en/

El premio se concede a investigaciones científicas y desarrollos científico técnicos destacados en el campo de la energía, que promuevan una mayor eficiencia y seguridad ambiental de las fuentes de energía en interés de toda la humanidad.

El premio es otorgado en tres categorías:

Energía convencionalEnergías alternativasNuevas formas de uso de la energía

Una de las metas de la Asociación es potenciar el estatus internacional del premio y aumentar su perfil en América Latina, el Caribe y el mundo. Consideramos que esta región posee importantes capacidades y ejemplos exitosos en esta materia, por lo que aspiramos a una mayor cantidad de nominaciones de candidatos latinoamericanos.

La Asociación Global de Energía para el Desarrollo de Investigaciones y Proyectos Energéticos Internacionales (Global Energy) es una organización no gubernamental, creada para fomentar el diálogo en el sector energía mediante la creación de una plataforma de discusión entre países, empresas y centros de investigación.

Su objetivo es estimular el desarrollo de la energía en términos científicos, así como subrayar la importancia de la cooperación internacional, la inversión estatal y privada en los sectores del suministro de energía, ahorro energético y seguridad energética del planeta.

Próximo período de postulación: del 1 de diciembre 2021 al 20 de marzo 2022.

No es posible la auto postulación; la nominación de los candidatos debe ser realizada por personas o instituciones a través de la plataforma on line de la Asociación.

“Contacto para consultas en español: Gabriela Casulo”

gcasulo@ge-prize.org

598 99 32 59 49

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En qué consiste la estrategia de YPF para desarmar el negocio de reventa de combustibles en provincias fronterizas

YPF estableció el miércoles a las cero horas una suba promedio de los combustible del 9% a nivel nacional, después de casi nueve meses de congelamiento. Mientras que en la Ciudad de Buenos Aires el litro de súper pasó a valer 99 pesos, la Infinia llegó a $ 116,50, y el gasoil común a 93 pesos, en el interior esos importes son más elevados por el costo de flete y una menor competencia en el mercado, entre otros motivos.

Existe, sin embargo, una dinámica particular en las provincias fronterizas como Misiones y Formosa (en particular en Clorinda), que lindan con países limítrofes, que explica que en esos distritos el incremento de combustibles haya sido mucho más agresivo.

En Misiones, por caso, el litro de súper trepó por encima de los 106 pesos y la premium llegó a 126,10 pesos.Lo mismo ocurrió en Paraná, en Entre Ríos en donde el litro de súper está en $ 105,70 y la premium en 124,30 pesos.

¿Cómo se explica esa situación?

El mercado ilegal de reventa de naftas y gasoil que se configuró en esas provincias en los últimos meses es una consecuencia no deseada del congelamiento en los surtidores locales. Es sencillo: como en la Argentina el combustibles era —y es— mucho más barato que en Paraguay, Brasil y Uruguay, la reventa de combustible argentino del otro lado de la frontera se convirtió en un negocio con un margen más que interesante.

La existencia de ese mercado ilegal se manifiesta en las estadísticas. En diciembre de 2021, YPF vendió en Misiones un 45 por ciento más de nafta que en el promedio 2019. En enero de 2022, la diferencia fue del 25 por ciento.

Para frenar esa tendencia y comenzar a desarmar el negocio de reventa, la petrolera que preside Pablo González instrumentó una serie de medidas complementarias, entre las que figuran:

• Estableció un surtidor específico para los consumidores extranjeros.

• Instauró un cupo por automóvil para quienes ingresen de los países vecinos.

Con esto, la empresa intenta mitigar el efecto del incremento de la demanda antes comentado y prevenir el consecuente desabastecimiento que aquél puede generar.

«A modo comparativo, entre un 10-15% de las importaciones de naftas y gasoil del país se `filtraban’ por esas provincias (fronterizas). Se analizará ahora función de los ajustes si la demanda racionaliza«, explicó un especialista en el mercado de refinación, que optó por la reserva de nombre.

Fuente: Economía & Energía. *Precios de principios de enero, antes de la suba aplicó YPF esta semana.

Brecha

Antes del aumento que se estableció esta semana, la nafta súper costaba 0,92 dólares por litro en Argentina, mientras que en Paraguay estaba a 1,12 y en Brasil 1,20. Con la suba de esta semana el litro en Argentina se ubicó cerca de un dólar, pero aún se encuentra por debajo de los países vecinos.

Por este motivo, en Iguazú, puerta de entrada a la triple frontera con Paraguay y Brasil, el litro de nafta puede llegar a rondar los 200 y 250 pesos en el mercado paralelo y quienes lo precisan acceden a estas tarifas, llegando a pagar 300 pesos por el traslado del combustible.

En las ciudades limítrofes se advierte sobre este panorama que se genera en torno a la venta ilegal a partir de las largas filas que se producen en las estaciones de servicio y también alertando sobre los tanques adulterados en donde cargan el combustible, por el peligro que estos representan.

Autoridades de Misiones, luego de que se abrieran los pasos fronterizos que estuvieron cerrados por varios meses a causa pandemia de Covid-19, informaron sobre el caudal de personas que ingresan a diario para adquirir combustibles, razón por la cual pidieron que, además de a las medidas planteadas por YPF, se establezcan horarios especiales para la venta y carriles diferenciados para los turistas.

Posición de los estacioneros

En relación a los aumentos que decretó la petrolera controlada por el Estado, el empresario Alejandro Di Palma, responsable de la estación de servicio Axion Laurencena, aseveró que los estacioneros necesitan “sensatez” en la bonificación que las petroleras les entregan como renta por la comercialización del combustible al público ya que alegó que la misma “dejó de ser razonable” y que frente a este panorama “una fracción mínima de las estaciones de servicio pueden mantenerse con esas rentas”.

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Las energías renovables cubrieron el 13 % de la demanda eléctrica en 2021

Las fuentes de energías renovables cubrieron en 2021 el 13 % de la demanda de electricidad del país, lo que significó un sensible incremento respecto del 10 % obtenido en 2020. La mejora fue posible, en buena medida, por la incorporación de 1004,57 megavatios (MW) de potencia instalada, con una suba del 24 % respecto del año previo, de acuerdo con datos de la Secretaría de Energía.

En ese sentido, la Secretaría precisó que, del total de potencia instalada incorporada en 2021, el 97 % correspondió a fuentes de energías renovables, a través de 26 proyectos de gran escala en 10 provincias. Los guarismos obtenidos el año pasado acercan a la Argentina al objetivo de alcanzar en 2025 el 20 % del abastecimiento eléctrico con fuentes renovables, tal como establece la Ley 27191.

Al respecto, el secretario de Energía, Darío Martínez, expresó: “Argentina está en un proceso de crecimiento en el que demandamos cada vez más energía y donde las energías renovables vienen cumpliendo un papel fundamental”. “Desde el Gobierno nacional, vamos a seguir trabajando para priorizar su crecimiento y que además sea con producción e industria nacional, generando trabajo y desarrollando nuestra ciencia y tecnología”, agregó el funcionario.

En coincidencia, el subsecretario de Energía Eléctrica, Federico Basualdo, explicó: “Tomamos medidas importantes para impulsar el crecimiento del sector de las energías renovables, apoyando a los proyectos que demuestran avances, liberando la capacidad de transporte, que es fundamental para sumar nuevos proyectos e inversiones, y mediante el fomento a los contratos entre privados y a la generación distribuida”.

 

Proyectos en marcha

La tecnología que contribuyó con mayor generación en el año fue la eólica (el 74 %), seguida por la fotovoltaica solar (el 13 %), los pequeños aprovechamientos hidráulicos (el 7 %) y las bioenergías (el 6 %), según datos de la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico Sociedad Anónima (Cammesa). Asimismo, de los nuevos proyectos inaugurados en 2021, el 42,3 % correspondió a la tecnología eólica; el 30,8 %, a bioenergías; el 15,4 %, a solar fotovoltaica, y el 11,5 %, a pequeños aprovechamientos hidroeléctricos (PAH).

Geográficamente, los 26 proyectos que permitieron el crecimiento de las renovables se distribuyeron entre Chubut (siete de tecnología eólica), Buenos Aires (tres de bioenergías y uno de tecnología eólica), Córdoba (dos PAH y uno de bioenergías), Santa Cruz (tres de eólica) y Chaco (dos de bioenergías). También Salta (dos de tecnología solar), San Juan (dos solares), La Pampa (uno de bioenergías), Mendoza (uno de PAH) y Misiones (uno de bioenergías).

En la actualidad, la Argentina cuenta con 187 proyectos operando en materia de energías renovables que suman más de 5181,74 MW de potencia a la matriz energética nacional. Los buenos rendimientos también ocurrieron en la generación distribuida, que mostró un crecimiento del 111 % en la cantidad de usuarios-generadores (UG) inscriptos y del 190 % en la potencia instalada.

Uno de los hitos del año pasado ocurrió el 26 de septiembre, cuando se alcanzó el pico histórico de cubrimiento de la demanda eléctrica a través de energías de origen renovable, tras lograr el 28,84 % del total nacional.

En un comunicado, la Secretaría de Energía sostuvo que el crecimiento de la generación de electricidad a partir de renovables fue apuntalado por “una serie de políticas públicas que acompañaron a los proyectos de gran escala que demostraron avances” y que “propiciaron inversiones ordenando la asignación de despacho para contratos entre privados”. Además, se destacó que las políticas “permitieron liberar capacidad de transporte comprometida por iniciativas que presentaron inconvenientes y actualizaron los beneficios fiscales para la instalación de equipos de generación distribuida”.

Fuente: https://www.unidiversidad.com.ar/las-energias-renovables-cubrieron-13-de-la-demanda-electrica-en-2021

 

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obierno de Argentina aumenta costos de energía casi 4 veces para los mineros cripto

La Secretaría de Energía de Argentina eliminó los subsidios a la energía para los mineros de criptomonedas, elevando el costo de la energía a casi 4 veces lo que pagaban los mineros antes. La medida afecta a los clientes del mercado de energía de la provincia de Tierra del Fuego, al sur del país, una de las más utilizadas por la minería en la nación por sus características climáticas específicas, entre ellas, el ambiente frío.

Según la nueva resolución 40/2022, publicada y oficializada el 1ro de febrero, el nuevo precio de la energía para los mineros de Ushuaia y Río Grande será de 5.000 ARS (o USD $47,50) por MW/H. Antes de que se publicara esta resolución, estos mismos mineros pagaban alrededor de 1.764 ARS (o $16,76) por MW/h.

La razón detrás del cambio se explica en la resolución, que declara que debido a la disponibilidad de pago y la rentabilidad de la actividad, se considera oportuno que estos usuarios afronten el pago del precio de la energía equivalente al coste del suministro, siendo inequitativo que paguen el precio de un usuario residencial u otro.

Específicamente, además, señala:

Los consumos de energía eléctrica de la actividad de minado de criptomonedas presentan un perfil de consumo caracterizado por su intensidad y constancia tanto horaria como estacional cuya irrupción presenta desafíos a la infraestructura del área de concesión a la que se conectan.

Más detalles

La resolución afecta específicamente a los mineros ubicados en la provincia de Tierra del Fuego, donde se ubica la mayoría de los mineros en Argentina debido al clima frío que permite el establecimiento de granjas mineras sin capacidades intensivas de enfriamiento.

La subsecretaría de Energía Eléctrica dice en la resolución, además, que envió a CAMMESA, la empresa eléctrica, una nota  “solicitando información respecto a los nuevos consumos vinculados a la actividad de minado de criptomonedas que permita realizar una evaluación de la demanda actual y futura de esta nueva actividad económica”.

Este es el artículo de la resolución que habla específicamente de la cómo se calcularán los precios de la electricidad para minería:

“ARTÍCULO 4º.- Establécese, durante el período comprendido entre el 1º de febrero y el 30 de abril de 2022, para la demanda de energía eléctrica de usuarios cuya actividad se encuadre en el minado de criptomonedas para el MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA DEL SISTEMA TIERRA DEL FUEGO (MEMSTDF), la aplicación de los Precios de Referencia de la Potencia (POTREF) y el Precio Estabilizado de la Energía (PEE) en el MEMSTDF, que se detallan en el Anexo II (IF-2022-07849279-APN-DNRYDSE#MEC) que forma parte integrante de la presente medida”.

Desafío para empresa eléctrica

Cammesa, la empresa mayorista de energía de Argentina, enfrenta un desafío al tratar de identificar qué fuentes están utilizando la energía suministrada para fines de minería de criptomonedas. Durante las investigaciones realizadas el año pasado, la empresa logró identificar dos instalaciones de minería de criptomonedas en la zona. Sobre este hallazgo, una fuente familiarizada con el tema dijo al diario La Nación:

El seguimiento se está haciendo a nivel nacional. Estos son los primeros que detectamos con potencia relevante. Los que utilizan conexión domiciliaria son mucho más pequeños y muy difíciles de identificar.

Dicen los medios que no hay datos oficiales sobre el tema, pero sin duda  cada vez más personas y empresas están minando criptomonedas debido al bajo costo de la energía que está subsidiada en aproximadamente un 70 % por el estado.

Vale señalar que en noviembre de 2021 informamos que el gigante minero Bitfarms, con sede en Canadá, reveló la construcción de una megagranja minera en Argentina en la provincia de Córdoba, al centro de ese país, en asociación con una central eléctrica privada. Bitfarms comprará la energía directamente de esta compañía eléctrica privada, supuestamente sin causar estrés a la red eléctrica del país, así que no sería afectada por la medida actual.

 

Fuente: https://www.diariobitcoin.com/paises/sur-america/argentina/gobierno-de-argentina-aumenta-costos-de-energia-casi-4-veces-para-los-mineros-cripto/

 

Información de Mercado

Las energías renovables se abren paso en Argentina

Cada vez más empresas y residenciales optan por tener su propio sistema de generación de energía y tienen tramitado la licencia de Usuario Generador en la Argentina. Actualmente, si se suman ambos tipos de infraestructuras son más de 1.000 obras con este sistema.

En Argentina existen todas las condiciones favorables para crecer rápidamente en el sector de la generación de energía renovable. En ese contexto, la inversión privada para autoabastecimiento es una salida factible hacia el uso de esos recursos.

Frente a esas necesidades particulares, surge Ecovatio, una empresa con más de 15 años dedicada al desarrollo de tecnología en energía. Además, es pionera en sistemas fotovoltaicos y logró el reconocimiento como Servicio Oficial de Fronius y Victron, marcas líderes en el rubro a nivel mundial.

En el proceso influyen el recurso solar y el recurso del viento en exceso, la extensión geográfica del territorio y el crecimiento de las principales ciudades. Todos esos factores dificultan la inversión en crecimiento de infraestructura necesaria.

Si bien aún el apoyo gubernamental es lento para ayudar a las personas físicas a invertir en estos sistemas, muchas eligen tener una iniciativa independiente y contribuir al medio ambiente.

Es posible que en el futuro, haya iniciativas públicas que contribuyan a mejorar el desempeño de las redes de los distribuidores, y que se impulse un sector clave de la economía, que, a su vez, genera empleo.

Por lo pronto, el arranque es positivo, con ayuda de líneas de crédito y con compensaciones a lo inyectado, el sector privado demuestra la necesidad de aprovechar los recursos disponibles e impulsar está industria.

Los principales motores

La importancia de avanzar en el desarrollo del aprovechamiento de recursos renovables como la energía solar, tiene como principales ventajas:

En la Industria:

• Reducción de costos.

• Integración de proyectos sustentables y de reducción de huella de carbono.

• Cobertura de potencias insatisfechas por los distribuidores.

En lo residencial:

• Acceso a la energía evitando extensión de redes.

• Sistema de respaldo ante cortes de energía e inestabilidad de las redes.

En ambos casos, el mayor incentivo es que es una de las pocas inversiones en activos fijos que se obtienen a dólar oficial. Ese detalle permite mejorar la infraestructura a mitad del costo de la misma en los países dueños de la tecnología.

¿Cómo se recupera la inversión?

En el rubro industrial, la inversión se recupera luego de tres años aproximadamente. Por otro lado, cuando la inversión se hace en un domicilio, puede recuperarse a los seis años, en caso de que se tengan altos consumos de día.

Cabe destacar que en domicilios familiares lo que más recomiendan los expertos de Ecovatio son los sistemas híbridos, los que permiten el almacenaje de energía gratuita y limpia para usarla en horario nocturno. A su vez, pueden desentenderse de los cortes de la red o de las oscilaciones de tensión, una ventaja para extender la vida útil de los equipos electrónicos.

Como todo lo que involucra tecnología e infraestructura especializada es esencial recurrir a empresas de primera línea, como Ecovatio. La empresa trabaja con marcas que garantizan solvencia técnica y respaldo tecnológico en este tipo de sistemas.

Tecnología de avanzada

Las soluciones desarrolladas por Ecovatio son exclusivamente de tecnología de primera línea internacional, tanto para sistemas On Grid, como Off Grid.

“Entendemos que las soluciones de generación de energía son inversiones que deben garantizar su funcionamiento por los próximos 30 años. También deben contar con tecnología certificada por normas europeas, probadas y con asistencia real en Argentina”, relatan los expertos de Ecovatio.

Agregan: “Nuestras soluciones son instaladas y garantizadas en su puesta en marcha y funcionamiento. Proveemos un servicio de monitoreo online y asistencia técnica para responder a cada uno de nuestros clientes.”

Actualmente, Ecovatio ha superado los 2.000 kW en soluciones fotovoltaicas para empresas, residencias y el campo. La empresa ofrece el asesoramiento y la garantía necesaria para tomar la decisión del cambio rotundo y necesario que inevitable es un hecho en el país.

 

 

fuente: https://www.lavoz.com.ar/espacio-publicidad/las-energias-renovables-se-abren-paso-en-argentina/

 

 

Información de Mercado

Gas: Argentina y Bolivia seguirán negociando para tener energía en invierno

Las autoridades energéticas de Argentina y Bolivia estiraron hasta el 31 de marzo la negociación de una adenda al contrato de importación de gas natural para lo que resta de 2022.

Hasta el momento no está garantizada la provisión en el invierno y el país, en caso de no llegar a un acuerdo satisfactorio, deberá importar combustibles más caros.

Entretanto, las empresas estatales Integración Energética Argentina (Ieasa, ex Enarsa) y Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) acordaron que el volumen mínimo entregado en los próximos dos meses será de 7,5 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/d), que representa una baja respecto a los 11 MMm3/d del año anterior.

ABASTECIMIENTO DE ENERGÍA

La cuestión es central para el abastecimiento en invierno, momento en que la demanda local supera a la producción.

Entonces el país debe recurrir a importaciones de gas natural, gas licuado (GNL) y combustibles líquidos para satisfacer el consumo de hogares y centrales térmicas que generan energía eléctrica.

Es que el gas que no entregue Bolivia -que sufre una brutal caída en su oferta- en los meses más fríos del año se deberá compensar con mayores compras en el exterior. El impacto negativo en la Argentina es triple.

  • En lo comercial, habrá que importar más caro, con su consecuente efecto en la salida de dólares de unas reservas internacionales del BCRA ya estrechas.
  • En lo fiscal, se elevará la cuenta de subsidios en pesos. Los costos medios de abastecimiento de gas (hoy estimado en 4,84 dólares por millón de BTU) y de energía eléctrica (cercano a los u$s 70 por megavatio-hora, MWh) crecerán y no se trasladará entero a las tarifas.
  • Además, la operación implica algunas complicaciones logísticas en cuanto a la infraestructura de transporte (falta de capacidad en los gasoductos), ya que se debería llevar el gas que entra en las terminales portuarias de Buenos Aires hasta el norte (Tucumán, Salta y Jujuy).

 

Los negociadores argentinos están molestos porque Bolivia prioriza su contrato de exportación de gas natural a Brasil.

La baja en su producción la compensa enviando menos hacia este lado. En las últimas tratativas, YPFB había propuesto entregar apenas 9 MMm3/d en invierno, un 35% menos que el año pasado.

A pesar de la exitosa puesta en marcha del Plan Gas, una serie de restricciones operativas conformaron una tormenta perfecta en energía, que impactará por la doble vía de la salida de dólares y el crecimiento de los subsidios.

En principio, la sequía en Brasil y los ríos del Comahue resta generación hidroeléctrica barata en Yacyretá, Salto Grande y El Chocón, que se eroga a razón de 20 dólares por megavatio-hora.

La falta de un gasoducto nuevo para transportar gas impide elevar la producción local y las dificultades financieras que atravesó el país desde 2018 impidió que se realizaran nuevas subastas de energías renovables para ampliar la oferta nacional.

fuente: https://www.cronista.com/economia-politica/gas-argentina-y-bolivia-seguiran-negociando-para-tener-energia-en-invierno/

Información de Mercado

¿Qué está pasando con los precios en el Mercado de energía eléctrica?

A continuación mostramos un análisis del precio de Energía Eléctrica que deben afrontar los grandes usuarios del MEM (GUMAS y GUMES) y una perspectiva de corto y mediano plazo.

En la siguiente tabla comparamos diciembre 2020 y diciembre 2021 y nos parece interesante destacar algunos aspectos.

 

Tabla 1” Componentes del precio monómico”

 

El valor monómico representativo de costos total de operación del MEM, incluyendo los cargos correspondientes a energía, potencia, contratos MEM, sobrecostos, servicios y transporte, alcanzó un valor medio del orden de los 6947,6 $/MWh para Dic 2021, frente a los 4534,5 $/MWh del año anterior.  Este incremento representa un aumento del 53% en $/MWh y si realizamos el análisis en dólares pasó de 54Usd/Mwh a 67,5usd/Mwh, aumentando 25% en Usd/Mwh.

Si observan la tabla, se nota claramente que el mayor impacto se ubica en el Sobrecosto Transitorio de Despacho que refleja los costos adicionales al precio de la energía relativos a costos variables de la maquinas térmicas.

Los motivos fundamentales se deben a mayores costos de gas ajustado por el plan gas en el parque térmico, mayor necesidad de utilización de Gas Oil (El combustible más caro para generar térmicamente) y menor oferta hidro que fue compensada por renovables (más caras que la hidro viejas) y energía nuclear.

 

TEMPERATURA

En relación a la temperatura de GBA, Diciembre 2021 fue un mes “cálido”, con las temperaturas ubicándose prácticamente arriba de los 24°C/25°C de media, superiores a la media esperada para el mes, y superiores al mismo mes del año anterior, mes en donde las temperaturas se ubicaron alrededor de la temperatura esperada

 

GENERACIÓN

A raíz de las sequías imperantes en los últimos años en el país, la energía hidroeléctrica ha decrecido notablemente.

En contraposición, el menor aporte de los ríos está siendo compensado con una mayor generación nuclear, a partir de la puesta a punto de las centrales existentes.

En contraposición a lo que sucede con la generación hidráulica, las energías renovables van ganando espacio en la matriz energética nacional, tanto por la puesta en marcha de nuevos desarrollos como por la prioridad de despacho que posee ese tipo de energía.

 

COMBUSTIBLES

Por mayor necesidad de parque térmico y ante la ausencia del gas se utiliza el gas oíl, el cual tiene un costo mas elevado que el Gas Natural.

Unitariamente el costo del gas oíl aumento significativamente debido al aumento de los precios de los combustibles.

 

Que se espera para Enero 2022?

Se espera que el precio monómico + transporte alcance un valor de 70,1 [Usd/Mwh] considerando un tipo de cambio de 104 [$/Usd].

Lo que se espera para el 2022 es una baja producción hidroeléctrica y por ende precios de energía relativamente altos de enero a mayo. De mayo a septiembre se espera una hidrología media ubicándonos en menores costos de la energía durante el período invernal dado que podríamos bajar la cantidad de gas oil y fuel oil que utilizamos para generar electrones en ese período.

Es importante destacar que las perspectivas de costos para enero-febrero, ya hacen dejar atrás el precio esperado para 2022 de 69 Usd/Mwh y nos posiciona mas próximos a los 71 Usd/Mwh,

 

 

Fuente: Florencia Valbuena – Diego Rebissoni

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Las principales inversiones que Alberto Fernández busca en China y Rusia

Con foco en Oriente, la mayoría de las propuestas en carpeta consisten en obras que fueron anunciadas antes de 2015 y no se comenzaron o no finalizaron; Guzmán va detrás de refuerzos para el Banco Central con un ambicioso proyecto de un fondo internacional para países con problemas de deuda Alberto Fernández y su comitiva, compuesta por funcionarios nacionales, gobernadores y hasta intendentes, ya se encuentra en suelo moscovita, donde pasarán menos de un día antes de volar a China. Además de los motivos formales del viaje, como la inauguración de los Juegos Olímpicos de Invierno en Beijing, el Gobierno […]

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IMPSA será proveedora del proyecto de YPF para ampliar y modernizar la refinería de Luján de Cuyo

El proceso dará como resultado un combustible más limpio y de mejor calidad, que reducirá las emisiones generadas por los vehículos que consuman el nuevo combustible y otorgará mayor vida útil a los motores. La empresa fabricará un reactor de hidrodesulfuración y 3 hornos de proceso para las plantas de HDS 3 (nueva) y HDS 1 (en servicio). El reactor, que pesa 411 tn y tiene más de 36 metros de longitud, forma parte de los equipos pesados y más complejos de la industria del refino de petróleo, y permitirá obtener un producto final con azufre inferior a las 10 […]

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La venta de maquinarias registró un incremento de más del 135%, mientras que en acoplados ascendió al 82 de la mano de Vaca Muerta

El aumento en la producción de hidrocarburos, fundamentalmente de petróleo durante el año pasado, se vio reflejado también en lo que fue la adquisición de maquinarias pesadas, transporte de cargas y acoplados por parte de las empresas. Según el Indec, en todo el año pasado se registró un incremento del 135,48 por ciento, al pasar de 62 patentamientos en 2020 a 146 en el mencionado período. Respecto a los acoplados, la venta aumentó de 114 unidades en 2020 a 208 en 2021, lo que marca un aumento del 82,45 por ciento. Adicionalmente, subió la adquisición de transporte de cargas un […]

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KPMG y su estrategia global para solucionar temas ESG

Capacitación integral, hubs regionales exclusivos para los problemas ambientales, sociales y de gobierno corporativo. Capacitación integral, hubs regionales exclusivos para los problemas ambientales, sociales y de gobierno corporativo.Aceleradores de mercados emergentes y alianzas de co-creación están entre los principales puntos de la estrategia global de la firma. “Brindar lo mejor de KPMG para ayudar a los clientes y al planeta”. De esta manera, Bill Thomas, presidente y CEO global de KPMG International resumió el objetivo de la estrategia global ESG de la empresa, que acaba de ser lanzada y que, desde ya, constituye una iniciativa única y audaz orientada a […]

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La venta de combustibles creció en diciembre último un 15% interanual

El dato se desprende del informe de la Confederación de Entidades del Comercio de Hidrocarburos y Afines. El consumo se mantuvo sin cambios respecto a noviembre. La venta de combustibles líquidos en diciembre creció un 15% interanual y se mantuvo sin cambios respecto a noviembre, de acuerdo con datos de la Confederación de Entidades del Comercio de Hidrocarburos y Afines (Cecha). El reporte difundido este miércoles, también precisó que el desempeño de diciembre estuvo todavía 1,8% por debajo del nivel de abril de 2018, fecha en que el informe toma como referencia por el inicio de un largo período de […]

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Subdistribuidoras reclamaron un precio diferencial del gas para evitar el quebranto del sector

El segmento más perjudicado por el congelamiento de las tarifas es el de las subdistribuidoras de gas que, en su gran mayoría, cooperativas y pequeñas empresas que brindan servicio en aquellas zonas que no abarcan las distribuidoras. El secretario del Instituto de Subdistribuidores de Gas de la Argentina, Pablo Mulet, pidió medidas de ayuda. El atraso de las tarifas residenciales de gas afecta a toda la cadena de valor en la industria. Tanto a las grandes petroleras, que dependen cada vez más de las transferencias del Estado para cobrar por el gas que inyectan en el sistema bajo el paraguas […]

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El Instituto Mexicano del Petróleo (IMP) Desarrolla IMP SONIMP-R3, herramienta para incrementar la capacidad de almacenamiento de hidrocarburos

Esta tecnología es fundamental para el proceso de construcción de la cavidad salina, ya que brinda a los operadores la posibilidad de ajustar sus dimensiones y tener una imagen clara de su avance y volumen. Derivado del requerimiento estratégico de la Secretaría de Energía, Pemex y el Centro Nacional de Control del Gas Natural de incrementar la capacidad de almacenamiento de hidrocarburos en el país, el Instituto Mexicano del Petróleo (IMP) desarrolla una herramienta para determinar con precisión el volumen y las dimensiones geométricas de cavernas creadas para este fin en domos salinos. En México existe gran cantidad de domos […]

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Shell interviene para brindar gas a europa en caso de interrupciones de Rusia

Estos cortes podrían estar unidos con los conflictos entre Rusia y Occidente, dijo el jueves el presidente ejecutivo de la empresa anglo-holandesa, Ben van Beurden. “Si hubiera interrupciones, posiblemente debido a las sanciones o a otros motivos, por supuesto que intervendremos y haremos todo lo posible para suministrar a Europa”, detalló Van Beurden. Tambien añadió que Europa nunca se había encontrado con interrupciones significativas del suministro desde Rusia “ni siquiera en momentos geopolíticos muy problemáticos” en el pasado.

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SHELL: RESULTADOS NO AUDITADOS DEL CUARTO TRIMESTRE 2021 Y AÑO COMPLETO

Los ingresos del cuarto trimestre de 2021 atribuibles a los accionistas de Shell plc fueron de $ 11.5 mil millones, que incluyeron ganancias no monetarias de $3,200 millones debido a la contabilidad del valor razonable de derivados de materias primas y ganancias netas en la venta de activos de $3,000 millones, en parte compensado por cargos por deterioro después de impuestos de $ 800 millones. Las ganancias ajustadas para el trimestre fueron de $6.4 mil millones. Ajuste del costo de suministros atribuible a los accionistas de Shell plc por el cuarto trimestre de 2021 fue de $0.4 mil millones negativos. […]

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Bill Gates y los cuatro negocios con los que pretende salvar al mundo

La reducción de las emisiones de carbono se ha convertido en el objetivo número uno de los grandes magnates tecnológicos. En base a eso el empresario ya seleccionó a una empresa para una inversión millonaria. Hace años Gates está enfocado en potenciar empresas que, según su visión, pueden tener un impacto positivo en el futuro del planeta. En pos de eliminarlas para el 2050 y lograr la desaceleración del cambio climático, entre otros beneficios, Gates está a cargo de la coalición denominada Breakthrough Energy, que cuenta entre sus filas a otros magnates como Jeff Bezos o Michael Bloomberg, y que […]

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El dilema de IEASA: ¿convalidará un precio súper record de más de 27 dólares por el LNG o espera por una baja en los próximos 45 días?

IEASA lanzó el jueves de la semana pasada un tender para adquirir apenas un buque de Gas Natural Licuado (LNG) para que llegue entre el 10 y el 20 de marzo. La intención oficial era tantear los precios del mercado de cara al próximo invierno y las ofertas confirmaron los peores presagios. La empresa estatal recibió 6 ofertas y el precio más económico lo acercó la empresa Vitol y alcanzó la estratosférica cifra de 27,44 dólares por millón de BTU, casi 4 veces más caro que el promedio de importación de LNG de 2021.

IEASA suele realizar en marzo una licitación en la que se asegura cerca de la mitad de los cargamentos que necesitará durante el invierno. El 16 de marzo del año pasado licitó 24 buques y terminó pagando un precio promedio de 6,50 dólares por millón de BTU.

Como en los últimos meses los precios del LNG escalaron a valores record, IEASA se anticipó en febrero con la licitación de solo un buque para tener una idea aproximada de los precios que deberá enfrentar, aunque la explicación formal fue que requería fortalecer la alicaída oferta de gas de marzo jaqueada por factores coyunturales vinculadas a restricciones locales.

Desde la empresa estatal sabían que los precios iban a ser altos. De hecho habían dejado trascender que esperaban que estuviese entre 20 y 30 dólares por millón de BTU. Ahora deben decidir si convalidan ese precio o apuestan a que se observe una baja en las próximas semanas.

Los precios dejan en evidencia que la promesa de baja de los subsidios energéticos durante 2022 que se negoció con el FMI es prácticamente una quimera y el precio del LNG es uno de los motivos que deja en evidencia esa dificultad. El economista Nicolás Arceo fue consultado en Radio Con Vos a comienzos de semana y detalló el combo de dificultades que hacen prever un crecimiento de los subsidios, más allá de lo que ocurra con las tarifas.

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Hay más 1.800 ofertas y 75 GW renovables registradas en Subasta de Energía Nueva A4/2022 de Brasil

Brasil sigue rompiendo récords en materia energética. En la reciente Subasta de Energía Nueva A4/2022, se registraron 1.894 proyectos renovables por un total de más de 75 GW de suministro,  (75.250 MW para ser exactos) entre centrales eólicas, fotovoltaicas, hidroeléctricas y termoeléctricas de biomasa.

Y de este modo supera cualquier registro de licitaciones de esta índole, incluso la del año pasado donde se presentaron 1.787 proyectos con una oferta de 64.586 MW de capacidad, según los datos que aporta la Empresa de Pesquisa Energética (EPE) del país. 

Para ser precisos, la Subasta actual fue anunciada el por el Ministerio de Minas y Energía a través de la Ordenanza Normativa N° 34/GM/MME/2021 y la publicación de la ordenanza de directivas se dio el pasado 22 de diciembre. 

A raíz de ello, la generación fotovoltaica fue la mayor interesada, dado que se inscribieron 1.263 emprendimientos solares por 51.824 MW de suministro, seguido de la tecnología eólica (542 oferentes que acumulan 21.432 MW), centrales hidroeléctricas (60 proyectos por 976 MW) y las termoeléctricas de biomasa (29 ofertas por 1.018 MW). 

La región nordeste tiene el mayor número de proyectos y potencias registradas para la Subasta (alrededor del 70% de los proyectos), con participación predominante de fuentes eólicas y solares. Mientras que las plantas termoeléctricas se ubican principalmente en los estados del centro-oeste y sureste, y los proyectos hidroeléctricos en las regiones sur y centro-oeste de Brasil. 

Potencia registrada por región

El 31 de marzo será la fecha límite para la entrega de la licencia ambiental, en tanto que el 12 de mayo será la expedición de títulos técnicos por EPE y el 27 de este último mes mencionado se llevará a cabo la celebración de la Subasta de Nuevas Energías A-4, que tiene como fecha de operación 1 de enero de 2026.

Una vez identificados los interesados, la EPE consultará a las empresas de transmisión sobre la factibilidad física de conectar los proyectos de generación y los clasificará de la siguiente manera en función de la disponibilidad de tramos de conexión de entrada de línea o de transformador: 

Tipo A: Con posibilidad de conexión de nuevas líneas. 
Tipo B: Sin posibilidad de nuevas conexiones (imposibilidad física y/o técnica).

Cabe explicar que las licitaciones de energía nueva son las que contratan nueva capacidad para hacer frente a la creciente demanda energética indicada por las distribuidoras, y se diferencian de las denominadas licitaciones de “energías de reserva” que son contratadas por el Ministerio de Minas y Energía-MME a efectos de contar con energía complementaria para aumentar los márgenes de reserva del sistema.

Ambas se llevan a cabo por medio de plataformas electrónicas donde, inicialmente, se registran los oferentes que son precalificados. La subasta se realiza por internet en tiempo real en base a la demanda informada por las distribuidoras.

Hay un precio base que va disminuyendo en las distintas rondas. Este proceso, denominado “subasta de reloj descendente” termina cuando se logra un equilibrio entre la oferta y la demanda. Y se espera que en esta oportunidad cierre con precios por debajo de los BRL 200,00.

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En detalle, los proyectos renovables que aún avanzan en México

México atraviesa un momento de incertidumbre en materia energética debido, principalmente, a la discusión por la reforma eléctrica (se lleva a cabo un parlamento abierto hasta el 15 de febrero) y las medidas implementadas por la administración. 

Sin embargo, existen algunas ventanas de oportunidad  de conocimiento público para proyectos renovables y de energías limpias en el país. Y es por eso que desde Energía Estratégica los repasamos a continuación: 

A nivel de gran escala, se encuentra el parque solar en Puerto Peñasco (Sonora), que se realizará con participación del gobierno estatal y de la Comisión Federal de Electricidad (CFE).

El mismo se llevará a cabo en varias etapas (iniciará con 150 MW) hasta alcanzar 1000 MW de capacidad en los próximos año y tendrá un costo de 1644 millones de dólares.

CFE también reconoció sus intereses en la producción de hidrógeno verde y anunció un proyecto piloto operativo para 2023, donde las plantas fotovoltaicas de Sonora o la de Cerro Prieto (Baja California) podrían brindar la energía necesaria.  

Y además la propia Comisión Federal de Electricidad ya anunció que modernizará varias centrales hidroeléctricas (ya se firmaron contrato por nueve de ellas) y entrarán en operación a lo largo de 2023 e inicios de 2024. Pero el Plan Integral de Modernización de Centrales Hidroeléctricas contemplaba la actualización de catorce parques de generación de esta índole, por lo que aún resta definir qué ocurrirá con las cinco restantes.

Siguiendo la temática de utility scale, otra iniciativa pendiente es la planta solar de 200 MW de potencia que dará energía al Tren Maya, transporte que abarcará cinco estados de la región sureste del país: Campeche, Chiapas, Tabasco, Yucatán y Quintana Roo.

Y en este caso, el Fondo Nacional de Fomento al Turismo (FONATUR) suspendió los planes para este año debido a que las autoridades vaticinaron que primero desean finalizar las obras del propio transporte, mientras que la generación renovable “irá a otro ritmo”. 

Por otro lado, hoy mismo se conocerán las ofertas económicas por el proyecto fotovoltaico (de 20 a 30 MW) de la Central de Abasto ubicada en Ciudad de México, en la que doce empresas concursan en la licitación pública. En tanto que el fallo se publicará el lunes 14 de febrero de manera virtual. 

De todos modos, el gobierno de CDMX no se quedará sólo con esa propuesta sustentable, sino que también apuntará a una Planta de Carbonización Hidrotermal en el Bordo Poniente, en coordinación con la Facultad de Ingeniería de la Universidad Nacional Autónoma de México (UNAM), y el apoyo de la Secretaría de Energía del gobierno de México y de la CFE.

El objetivo principal será transformar los residuos sólidos orgánicos o basura orgánica en electricidad y carbón, pero al ser un proyecto muy reciente, la Jefatura de Gobierno de la Ciudad de México todavía no brindó mayores detalles. 

Puebla es otra de las entidades federativas que impulsa las energías limpias y planifica nuevas convocatorias enfocadas en generación distribuida, eficiencia energética, gas natural vehicular y electromovilidad, luego de un buen 2021. La Agencia de Energía cerró el año con al menos 2 MW más instalados en generación distribuida y días atrás lanzó la convocatoria del Programa para el Aprovechamiento Energético de Propiedades del Estado de Puebla (PROAEP). 

La meta es identificar polígonos territoriales que cuenten con las condiciones propicias para el desarrollo de nuevos proyectos de inversión que apoyen al desarrollo energético del estado. Es decir, vincular a los propietarios con empresas desarrolladoras o inversionistas.

A estas oportunidades se les debe agregar otras iniciativas por diversas entidades, como el caso de Banverde, que prevé financiar 40 MW de generación distribuida. O incluso si surgieran posibilidades a través del Fideicomiso para el Ahorro de Energía Eléctrica o de la SENER para comunidades aisladas. 

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Recomiendan estandarizar los sistemas de control para impulsar más renovables en Centroamérica

En Centroamérica, existe un gran potencial de proyectos de energías renovables a conectarse en redes de distribución que se encontrarían en stand by o con demoras en su interconexión.

Según identifica David Koch, gerente de ventas en MC Central America, la oficina regional de la empresa alemana Meteocontrol GmbH, además de temas económicos y financieros que podrían encontrarse en muchos mercados, advierte que un problema es la falta de regulación y estandarización.

De allí advirtió que urgiría encontrar consensos para que más sistemas con las mismas características puedan replicarse en distintos puntos de Centroamérica con la garantía de que estos cumplirán con requisitos similares.

“Dependiendo del nivel de conexión ya sea que el sistema se conecte a nivel de distribución o a nivel de transmisión, hay diferentes entidades que evalúan requisitos por exigir”, introdujo el especialista a este medio.

“A nivel regional y local -en Centroamérica y El Salvador, específicamente- hablando primero de conexiones en las redes de distribución sí creería que sería un buen fomento el que se pueda incitar a tener una estandarización de requisitos técnicos”.

Desde la perspectiva del encargado de ventas de MC en Colombia, México, Centroamérica y el Caribe, es conveniente a nivel regional establecer ciertas exigencias mínimas para sistemas de control que permitan asegurar que todos los proyectos cumplan con los mismos requisitos de base.

En el caso de El Salvador, las ocho distribuidoras que operan dentro del país tienen sus propios requisitos para cumplir. Entonces, una estandarización cobra sentido primeramente a nivel país.

“Las distribuidoras recalcan a nivel técnico que requerimientos tienen ellas para que su red no se vea afectada por la nueva generación solar o de cualquier otra tecnología, pero aquí es donde empiezan los problemas, porque usualmente las distribuidoras no tienen los mismos requisitos”.

Al respecto, además observó que, si bien es cierto que dónde se conectan los proyectos existen diferentes necesidades, no se desplaza la necesidad de encontrar parámetros comunes de base que puedan sistematizarse para brindar seguridad a la vez de dar celeridad en los procedimientos previos que se les exige a los proyectos.

El especialista finalmente remarcó que esto también se extiende a proyectos de utilidad en el mercado mayorista de Centroamérica, donde se suman a las regulaciones del país -con su propio código de red- los requisitos de la famosa UT (Unidad de Transacciones) a donde dictan los lineamientos técnicos y contractuales que tienen que cumplir estos sistemas en el mercado regional.

Ahora bien, superada esa barrera tecnológica por los variados requisitos técnicos que se exigen, sí existiría mucha oportunidad para que vean la luz muchos más proyectos renovables.

“En el evento de que se vaya a ir modificando la regulación y se vayan estandarizando los requisitos, se apoyaría a la parte económica de los proyectos porque ya se sabría desde el momento del diseño previo a participar en licitaciones o a consultar por los permisos a los encargados de la red, qué condiciones técnicas y de mercado cumplir”.

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Mega adjudicaciones: Chile otorga casi 4.000 hectáreas para el montaje de proyectos renovables

Esta semana el Ministerio de Bienes Nacionales publicó los decretos de adjudicación de inmuebles fiscales donde se habían puesto en juego un total de 3.860,38 hectáreas en las regiones de Tarapacá, Antofagasta, Arica y Parinacota.

De acuerdo a lo informado, fueron ocho las empresas que se hicieron con los terrenos, disponibles para el montaje de centrales eólicas y solares fotovoltaicas.

Huantajaya Norte

En el inmueble denominado Huantajaya Norte (ver) se estaban poniendo en juego 36,1 hectáreas ubicadas en la Región de Tarapacá, provincia de Iquique, comuna Alto Hospicio. El inmueble se encuentra cercano a la Ruta A-514, a 8,5 km de la subestación Cóndores y a la línea de transmisión Cóndores-Parinacota (220 kv).

La oferta más competitiva fue la presentada por la empresa Andrómeda Solar.

Fuente: Ministerio de Bienes Nacionales

Quebrada Las Llosyas

Por otra parte, otro de los terrenos que se disputaban es Quebrada Las Llosyas (ver), donde licitaban 21,47 hectáreas, en la Región de Arica y Parinacota.

Se trata de un inmueble ubicado en Quebrada Las Llosyas, próximo a la ciudad de Arica. Es un territorio de interés para el desarrollo de proyectos de energías renovables, ya que se encuentra cerca de la línea de transmisión Cóndores-Parinacota (220 kv).

La empresa Llosyas Solar resultó adjudicataria.

Fuente: Ministerio de Bienes Nacionales

Tambillo

Otra licitación era por Tambillo (ver), donde se ofrecen 30,04 hectáreas, 40 km al este de Pozo Almonte, accesible a través de la Ruta A-651.

La plaza, ubicada en la Región de Tarapacá, “cuenta con potencial para el desarrollo de proyectos de energía, y está próximo a líneas de transmisión eléctrica y una subestación”, aseguran desde el Gobierno.

La oferta fue adjudicada a la única proponente: Grenergy.

Fuente: Ministerio de Bienes Nacionales

Calate

Para el inmueble Calate (ver), localizado en el sector homónimo, Región de Tarapacá, a 30 km al oriente de la desembocadura del río Loa, se disputaban 1.008,65 hectáreas.

El inmueble goza de “un alto potencial para el desarrollo de proyectos de energía renovables”, destacan desde el Ministerio de Bienes Nacionales.

La empresa adjudicataria fue ERNC Loa.

Fuente: Ministerio de Bienes Nacionales

Salar de Navidad

Por otro lado, se está licitando “Salar de Navidad” (ver), espacio ubicado 34 km al sureste del sector La Negra, comuna de Antofagasta.

Cuenta con una superficie de 1.103,38 hectáreas. Es un “terreno con potencial para el desarrollo de proyectos de energía fotovoltaica y próximo a líneas de transmisión eléctrica (Atacama-Domeyko 220 kv y O’Higgins-Domeiko 220 kv)”, indican desde la cartera comandada por Julio Isamit.

La única oferta es la que resultó adjudicataria, impulsada por la empresa Andes Mainstream.

Fuente: Ministerio de Bienes Nacionales

Estación Pan de Azúcar

En cuanto a la licitación por el inmueble fiscal denominado “Estación Pan de Azúcar” (ver), ubicado en la comuna de Antofagasta, donde se disputaban 374,46 hectáreas ubicadas en Salar Imilac, la ganadora fue la única proponente RWE Renewables.

Fuente: Ministerio de Bienes Nacionales

El terreno cuenta con “potencial para el desarrollo de proyectos de energía fotovoltaica” y está “próximo a líneas de transmisión eléctrica (Andes-Nueva Zaldívar de 220 kv)”, precisan desde el Ministerio de Bienes Nacionales.

Salar de Imilac

Finalmente, el terreno “Salar de Imilac” (ver) ponía en juego 1.286,28 hectáreas en la comuna de Antofagasta, ubicadas aproximadamente alrededor de 17 km al suroeste de la intersección de la Ruta B-241 con la Ruta B-55.

El terreno se dividía en dos lotes: “Salar de Imilac 1”, ubicado a 16,5 km al suroeste de la intersección de la Ruta B-241 con la Ruta B-55, en el Sector de Salar de Imilac, conformado por 594,15 hectáreas; y “Salar de Imilac 2”, a 18 km al suroeste de la intersección de la Ruta B-241 con la Ruta B-55, en el Sector de Salar de Imilac, de 692,13 hectáreas.

Al primero de ellos lo adjudicó la compañía Parque Eólico Nolana, tras realizar una oferta superadora de la que había realizado su competidora, Canadian Solar.

Fuente: Ministerio de Bienes Nacionales

Pero en el segundo lote, la empresa de origen china iba a tener revancha: Canadian Solar se quedó con las 692,13 hectáreas restantes.

Fuente: Ministerio de Bienes Nacionales

Según el Ministerio de Bienes Nacionales, ambos terrenos cuentan con potencial para el desarrollo de proyectos de energía fotovoltaica, próximos a líneas de transmisión eléctrica (Andes-Nueva Zaldívar 220 kv) y a 19 km de la subestación Andes.

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La comercializadora de energía NEU analiza su desembarco en Brasil

NEU Energy es una empresa que opera como un comercializador de energía digital, cuyo objetivo es optimizar los consumos de energía de sus usuarios a través de la captura de datos en tiempo real de sus consumos de energía.

“Nuestra plataforma de gestión de consumo y nuestros algoritmos de inteligencia artificial están diseñados para entender el comportamiento de nuestros usuarios y enviar notificaciones personalizadas para reducir el consumo de energía”, resalta Juan Esteban Hincapié, CEO de NEU Energy.

En una entrevista para Energía Estratégica, el directivo comenta cuál es el presente de la empresa y cuáles serán los pasos a seguir en este 2022.

¿Cómo funciona el servicio de detección de consumos ineficientes en equipos que ofrecen para las empresas e industrias y qué tipo de soluciones de recambios (por equipos de mejor calidad) les ofrecen?

Podemos identificar consumos ineficientes de dos maneras:

Con los datos que tomamos en tiempo real de nuestros medidores inteligentes.
Identificando los consumos de energía equipo por equipo con nuestro desagregador de cargas.

Entendemos el comportamiento de nuestros clientes y hacemos recomendaciones para que pueda reducir su consumo, pero, además, le hacemos recomendaciones para realizar recambios por equipo de mejor calidad.

¿Qué balance hace la comercializadora sobre este 2021?  

Fue un año muy bueno para NEU. Crecimos 923% con respecto al 2020, tenemos 808 clientes en nuestra plataforma y proveemos 8 GWh/mes de energía.

¿Qué rol está jugando la energía renovable en sus operaciones?

Nuestro objetivo es abastecernos con energía renovable para ofrecer a nuestros clientes la opción de elegir este tipo de fuentes de generación.

¿Qué expectativas y objetivos barajan para el 2022?

Queremos crecer para alcanzar 38 GWh/mes de energía contratada, aumentar nuestros contratos de energía con generadores renovables, lanzar nuestra línea de financiamiento de equipo relacionados con eficiencia energética o sostenibilidad, lanzar nuestra oficina en Brasil y seguir trabajando con nuestros clientes para optimizar nuestro servicio.

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El BID abre convocatoria para servicios de consultoría sobre hidrógeno verde en Panamá

El Banco Interamericano de Desarrollo (BID) tiene la intención de contratar los servicios de consultoría descriptos en la siguiente Solicitud de Expresiones de Interés.

Selección #: RG-T3988-P001

Método de selección: Selección competitiva simplificada

País: Panamá

Sector: Energía (ENE)

Financiación – CT #: (i) ATN/SX-19067-RG. (ii) ATN/AC-18948-RG, ATN/MC-18949-RG, ATN/OC-18947-RG.

Proyecto #: (i) RG-T3988. (ii) RG-T3904.

Nombre de la CT: (i) Descarbonización a través del hidrógeno: Vías para la Recuperación Verde. (ii) Una facilidad financiera de hidrógeno verde para acelerar la descarbonización de América Latina y el Caribe mediante la recuperación verde.

Descripción de los Servicios: elaboración de los estudios de viabilidad técnica, económica y legal para el desarrollo del mercado de hidrógeno verde en Panamá.

Enlace al documento TC: (i) https://www.iadb.org/es/project/RG-T3988 (ii) https://www.iadb.org/es/project/RG-T3904

Las expresiones de interés deberán ser recibidas usando el Portal del BID para las Operaciones Ejecutadas por el Banco http://beo-procurement.iadb.org/home antes de 15 de febrero de 2022, a las 5:00 P.M. (Hora de Washington DC).

El objetivo de esta consultoría es elaborar los estudios de viabilidad técnica, económica y legal para la introducción de hidrógeno verde en la oferta de energía para el mercado doméstico, así como el abastecimiento de un mercado internacional desde Panamá. Los servicios de consultoría («los Servicios») incluyen:

Descripción del estado actual del hidrógeno
Estimación de proyecciones de oferta y de demanda a nivel mundial
Desarrollo de proyecciones de rutas de comercialización
Identificación del rol de Panamá en la cadena logística y mercado del hidrógeno verde
Estimación de inversiones
Priorización de inversiones mediante análisis multicriterio
Elaboración de propuestas de valor añadido 
Definición de propuestas de ajustes regulatorios
Desarrollo de la estrategia nacional
Análisis económico
Análisis de riesgos
Desarrollo de estudios de prefactibilidad

El tiempo estimado para la ejecución de los servicios es de seis (6) meses.

Las firmas consultoras elegibles serán seleccionados de acuerdo con los procedimientos establecidos en el Banco Interamericano de Desarrollo: Política para la Selección y Contratación de Firmas Consultoras para el   Trabajo Operativo ejecutado por el Banco – GN-2765-4. Todas las firmas consultoras elegibles, según se define en la política, pueden manifestar su interés. Si la Firma consultora se presentara en Consorcio, designará a una de ellas como representante, y ésta será responsable de las comunicaciones, del registro en el portal y del envío de los documentos correspondientes.

El BID invita ahora a las firmas consultoras elegibles a expresar su interés en prestar los servicios asociados a la asignación. Las firmas consultoras interesadas deberán proporcionar información que indique que están cualificadas para suministrar los servicios (folletos, descripción de trabajos similares, experiencia en condiciones similares, disponibilidad de personal que tenga los conocimientos pertinentes, etc, se recomienda no enviar más de 30 páginas). Las firmas consultoras elegibles se pueden asociar como un emprendimiento conjunto o en un acuerdo de sub-consultoría para mejorar sus calificaciones. Dicha asociación o emprendimiento conjunto nombrará a una de las firmas como representante.

Nota: por favor, considerar que está etapa es solo para recibir expresiones de interés para el proceso de selección. No enviar propuestas completas, no enviar solamente las hojas de vida de expertos. No enviar propuestas de precios.

Las firmas consultoras elegibles que estén interesadas podrán obtener información adicional en horario de oficina, 09:00 AM – 5:00 PM (Hora de Washington DC), mediante el envío de un correo electrónico a: arturoal@iadb.org con copia a michellecar@iadb.org y ricardoesp@iadb.org.

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Ecuador se alista para suscribir contratos de fideicomiso en el sector eléctrico

El Ministerio de Energía y Recursos Naturales No Renovable de Ecuador confirmó que en los próximos días se darán a conocer todos los detalles sobre el fideicomiso del Sector Eléctrico. 

“El Gobierno Nacional viene estructurando este instrumento fiduciario de bancabilidad para brindar condiciones adecuadas que motiven la inversión privada, a través de la seguridad jurídica y financiera de todos los participantes del sector eléctrico ecuatoriano”, aseguraron fuentes del ministerio a Energía Estratégica. 

Su conformación fue posible a partir de la reforma al reglamento general de la ley orgánica del servicio público de energía eléctrica que determinó a través del Decreto Ejecutivo No 239 del octubre del 2021:

 Adherirse al fideicomiso o estructura fiduciaria mediante la cual se administren los recursos del sector eléctrico ; y ,

Otorgar cualquier mecanismo de garantía a favor de acreedores garantizados o financistas, sobre los bienes de generación , así como sobre los derechos derivados del título habilitante y de la estructura fiduciaria » .

Ahora bien, según precisaron desde el Ministerio, este instrumento actuará bajo un orden de prelación establecido en la regulación de “Régimen Económico y Tarifario para la prestación de los servicios públicos de Energía Eléctrica y de Alumbrado Público General”, tendrá una vigencia de 30 años y contará con los recursos provenientes de la recaudación del usuario final. 

Y adelantaron: “este documento tiene previsto suscribirse en el mes de febrero de 2022”

¿Porqué es tan importante para el sector de las energías renovables? 

El sector renovable celebra especialmente que el plazo se corresponda con el de la máxima duración de los contratos de concesión al que se adjudicarán a los próximos proyectos de ERNC bajo Procesos Públicos de Selección (PPS). 

Es preciso recordar que bajo la administración de Guillermo Lasso, Ecuador se comprometió a impulsar más de 5500 MW de energías limpias al 2030, de los cuales unos, 2000 MW son de renovables no convencionales (ver detalle en la actualización del Plan Maestro de Electricidad).

Además, como antes se mencionaba, en el orden de prelación establecido en la regulación se recomienda definir que la generación y transmisión privada estén en la prelación más alta, antes de la distribución.

Al respecto, se argumenta que: “Es importante para la bancabilidad de los proyectos que los participantes privados estén en un primer orden de prelación. Esto no tendría ninguna afectación práctica para las empresas de distribución pero ayudaría mucho a la percepción de los financistas con respecto a la fuerza del instrumento”.

https://www.energiaestrategica.com/ecuador-se-compromete-a-impulsar-mas-de-5500-mw-de-energias-limpias-al-2030/

Ecuador se compromete a impulsar más de 5500 MW de energías limpias al 2030

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Cammesa adjudicó la importación de 18 cargamentos de gasoil por unos US$ 550 millones

Cammesa, la empresa controlada por el gobierno que se encarga del despacho de las centrales eléctricas, adjudicó ayer la importación de 18 cargamentos de gasoil que arribarán al país entre febrero y abril de este año. La conducción de Cammesa está en cabeza del gerente general Sebastián Bonetto, un directivo que reporta políticamente a Federico Basualdo, subsecretario de Energía Eléctrica y principal referente de La Cámpora en el área energética.

El principal ganador de la licitación fue la petrolera anglo-holandesa Shell, que obtuvo un contrato por seis cargamentos por un total de 300.000 metros cúbicos (m3) de gasoil. En segundo lugar quedó Gunvor, uno de los cinco principales traders del planeta. En tercer lugar se posición la empresa norteamericana Chevron, que produce en una de sus refinerías de EE.UU. un diésel con las especificidades de calidad que se adaptan perfectamente a las requiere Cammesa.

La lista se completa con Trafigura, el mayor trader del planeta, que se adjudicó dos cargamentos al igual que P66, otra refinería del Golfo de México. El cargo restante quedó para Vitol, que ayer también realizó la mejor oferta por el cargamento de Gas Natural Licuado (LNG, por sus siglas en inglés) que había licitado la empresa estatal IEASA.

Con el Brent cerca de los 90 dólares y el heating oil —la referencia del gasoil de importación— en alza, fuentes del mercado de trading consultadas por EconoJournal estiman que cada cargamento de gasoil costará entre 30 y 35 millones de dólares. Eso quiere decir que la factura total que deberá abonar Cammesa como mínimo 550 millones de dólares. Es la mayor licitación en bloque de la empresa que administra el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM). No hay antecedentes de una compulsa para adquirir tantos buques de combustibles líquidos. Mañana se conocerá, además, cuántos cargamentos de fuel oil adjudica Cammesa de los siete que licitó.

Precios al alza

El tender (pliego) de gasoil preveé una fórmula compuesta por dos elementos, uno fijo y otro variable. Cammesa deberá pagar el precio de heating oil al momento de despacho del cargamento. Ese es el componente fijo, al que se suma uno variable que es un descuento o un premio sobre ese valor que define cada proveedor.

Cammesa se prepara para costear una importación record de gasoil en 2022 por los altos precios del Gas Natural Licuado (LNG).

El cargamento se adjudica al oferente que ofreció el descuento más abultado o, en el peor de los casos, al que propuso el premio menos caro. Como parámetro, en 2021, los cargamentos de gasoil que importó Cammesa se pagaron con un descuento promedio de 15 centavos de galón. Hoy, el escenario es completamente diferente. En los buques adjudicados ayer, se pagarán premios de hasta 6 centavos por galón. EconoJournal había publicado el lunes pasado una nota que advertía que por su tamaño, la licitación sería menos competitiva (por la escasez de la oferta) y terminaría provocando un encarecimiento del gasoil importado, como efectivamente sucedió.

Una fuente de una empresa de trading señaló, sin embargo, que el panorama podría haber sido mayor: “Pensé que se terminarían adjudicando cargamentos con premios de hasta 15 centavos por gasoil. Por suerte, los precios subieron con relación a los del año pasado, pero no tanto como esperábamos”, interpretó.

La entrada Cammesa adjudicó la importación de 18 cargamentos de gasoil por unos US$ 550 millones se publicó primero en EconoJournal.

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Puerto Rico aprueba 18 proyectos de energías renovables y almacenamiento en la isla

El Negociado de Energía de Puerto Rico aprobó hoy mediante Resolución y Orden la construcción de dieciocho (18) proyectos para el almacenamiento y generación de energía fotovoltaica en el archipiélago de Puerto Rico. En total, los proyectos tendrán una capacidad de 844.8 MW.

Según el presidente del organismo regulador, Edison Avilés Deliz, la determinación se fundamenta en que “los proyectos evaluados y aprobados son cónsonos con los planes estratégicos y la planificación integrada de recursos energéticos en Puerto Rico, así como el deber y compromiso que tiene este Negociado de fiscalizar el cumplimiento con los mismos para beneficio de los consumidores, del medio ambiente y de cada residente de la Isla”.

Se detalló además que se solicitó información suplementaria para dos (2) proyectos en adición que, de ser aprobados, podría redundar en una capacidad de 894.82.MW.

El Negociado de Energía de Puerto Rico es el ente independiente y especializado creado por la Ley 57-2014, según enmendada, para servir como componente clave para la cabal y transparente ejecución de la Reforma Energética. “Amparados en el cumplimiento de nuestros deberes y facultades, este proceso requirió que la Autoridad de Energía Eléctrica demostrara que las garantías, auditorías, evaluaciones y procesos de interconexión de cada uno de estos dieciocho (18) proyectos de energía solar no pusieran en riesgo la seguridad y confiabilidad de nuestro sistema y capacidad de distribución”, añadió el ingeniero y licenciado en derecho.

Como se desprende de la Resolución y Orden, el Negociado toma conocimiento del interés de la Autoridad de Energía Eléctrica de Puerto Rico para establecer tres (3) proyectos adicionales para el almacenamiento de energía por medio de baterías. Estos continuarán bajo evaluación toda vez que se ha requerido información adicional sobre los mismos.

Para Avilés Deliz, este lenguaje “confirma, una vez más, la confiabilidad de los procesos que lleva a cabo el Negociado con miras a regular la capacidad, confiabilidad, seguridad, eficiencia y razonabilidad de los proyectos de energía mientras velamos porque cada iniciativa o propuesta provoque resultados medibles tanto en la capacidad de generación como en la distribución de energía, luego de reconocer su impacto en las tarifas y facturas relacionadas al servicio y sistema eléctrico de Puerto Rico”.

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

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Balko concluyó la modernas oficinas para Hokchi Energy en Paraíso, Tabasco

BLK Worldwide continúa sumando proyectos de arquitectura para campamentos Oil & Gas, aquí haremos un recorrido por las nuevas oficinas desarrolladas para la empresa Hokchi Energy en la ciudad de Paraíso, Tabasco, en Golfo de México.

El layout Integra las áreas staff y gerenciales; brindando espacios de trabajo basados en estándares internacionales sobre los factores humanos de bienestar, ergonomía, confort y seguridad. Estas instalaciones se integran a la planta de procesamiento y almacenamiento de la empresa HOKCHI para el desarrollo de sus actividades productivas. En conjunto con la sala de control conforman las primeras edificaciones petroleras en lograr la certificación EDGE de ahorro energético en México y del mundo. 

Las oficinas se complementan con diferentes áreas optimizando las superficies de apoyo a la actividad diaria. Se logró crear espacios de trabajo fluidos y abiertos mejorando la funcionalidad y comodidad de los usuarios en términos de salud y bienestar para los empleados.

“En BLK entendemos las nuevas necesidades de las empresas. Nuestros proyectos de arquitectura corporativa destacan por su diseño, funcionalidad, ergonomía y confort, maximizan la productividad y el desempeño que necesitan los equipos de trabajo hoy en día y permanecemos siempre a la vanguardia brindando soluciones de valor a nuestros clientes”, nos explica el Arq. Fernando Pérez Kaparunakis, Country Manager de la empresa.

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La disputa por Ucrania: Entre la descarbonización europea y la expansión de la OTAN

Por Mikhail Ustinov, especial para Energía&Negocios

La construcción de un segundo gasoducto entre Alemania y Rusia por el lecho del mar Báltico fue la chispa que encendió un nuevo y explosivo capítulo en el eterno conflicto entre EE.UU. y Rusia por el control de la influencia geopolítica en el teatro europeo.

La expansión de los gasoductos rusos hacia el oeste coincide con la expansión de la OTAN hacia el Este del continente, hechos que provocan tensiones permanentes y que tienen a Ucrania como principal escenario de un conflicto que aún transita por la vía diplomática. 

Los gasoductos Nordstrem que unen los campos gasíferos rusos con el mercado consumidor alemán, también lograron unir a demócratas y republicanos en los EE.UU. que acordaron sanciones contra las empresas que participaron en el proyecto. Y si bien el gasoducto está concluido y la cuestión se tornó abstracta, el conflicto sigue latente.

El segundo ducto Nordstrream II está esperando autorizaciones de carácter burocrático, muy oportunas por estas horas. Cuando el despacho esté a pleno, duplicará el transporte de gas entre los antiguos enemigos Rusia y Alemania: el volumen podría llegar a los 300 millones de m3 diarios, haciendo un bay pass al conflictivo territorio ucraniano. Rusia produce 1.800 millones de m3/d de gas natural, de los cuales exporta un tercio.

Washington teme, –aún más que los propios europeos–  que el gasoducto incremente la influencia de Rusia sobre los países de Europa, a la vez que cierre definitivamente el acceso del mercado europeo al GNL norteamericano. Antes el peligro era el comunismo, ahora el peligro se encarna en el suministro continuo y seguro de metano, a precios previsibles.

Por su parte el diferendo entre Rusia y Ucrania no es por monedas: Gazprom reclama a la ucraniana Naftogaz US$ 4.500 en gas no abonado. Ucrania toma porcentajes significativos del gas que atraviesa por su territorio, en parte por tarifa de peaje en parte por servidumbre de paso. El principal problema es que toma volúmenes que van destinados a clientes de Europa, práctica que lleva años y exaspera a Moscú.

Recientemente el Kremlin informó a Bruselas que interpuso una demanda en el tribunal de arbitraje internacional de Estocolmo para reclamarle a Kiev la deuda. 

Un conflicto, múltiples causas

A la Unión Europea le gusta presentarse como líder “verde” en la política ambiental, sin embargo, el viejo continente elude en su discuso, sistemáticamente, el uso intensivo del carbón, el que amaga abandonar desde hace 30 años.


Dos centrales electricas son alimentadas por el carbón marrón del Bosque de Hambach

La franja de lignito que se extiende desde el noroeste de Alemania hasta Europa del Este, es una de las principales fuentes de carbón de bajo poder calorífico y altamente contaminante, extraído de enormes minas a cielo abierto.

Un tercio de los hogares polacos se calefacciona con calderas de carbón y cerca del 30% de la electricidad de Europa proviene de usinas eléctricas alimentadas con el mismo mineral. El 37 % del carbón del mundo se produce en la verde Europa.

Presa de su propio discurso y agotadas las posibilidades de desarrollo de energías renovables en su territorio, la transición a la descarbonización, Europa encuentra un camino con dos claras bifurcaciones: la energía nuclear –limpia, potente y gestionable- o el gas ruso, mucho más limpio que el carbón, pero cuyo consumo trae aparejado problemas con el guardaespaldas de occidente: los EE.UU. La vía nuclear por ahora está ocluida aunque más temprano que tarde será, el camino a seguir, guste  o no a los ambientalistas.

El gas ruso resultó una enorme oportunidad para la seguridad energética de Europa, en particular la de Alemania, su principal consumidor e importante socio comercial. 

Rusia tiene todas las condiciones necesarias para contribuir a la seguridad energética europea: posee reservas inconmensurables, tecnología para la extracción, fabrica grandes tubos sin costura, enormes válvulas y potentísimos compresores.

No hace falta ser un halcón del Salón Oval para  percibir que el suministro bajo contratos de largo plazo con enormes volúmenes en juego, aumentan la influencia de Rusa sobre Europa. Rusia, sin perder su identidad, se siente pertenecer a Europa desde la época de Pedro el Grande, mucho antes de la existencia de los estados de la Unión.

La dependencia significa influencia y ésta sólo se consolida en el marco de una paz duradera, condición indispensable para el comercio perdurable.

Los europeos tienen clara la necesidad de diversificación de la oferta, tienen gran capacidad de almacenamiento (subterráneo) y regasificación de GNL a través de sus puertos. El Citigroup calcula que, con unas tasas históricas de utilización de esas instalaciones  en torno al 50% de su capacidad o menos, la región tiene en teoría margen suficiente para “pelear” el precio y si fuera necesario sustituir buena parte del gas ruso.

El aumento de la demanda de GNL encuentra como único factor limitante, la oferta mundial disponible de GNL. 

Los cortes a Europa

Las alarmas para Europa se encendieron definitivamente en el invierno de 2006 cuando Kiev ordenó el corte de suministro del gas ruso que transita por su territorio a través de los gasoductos rusos que atraviesan ucrania llevando el fluido a Europa. 

El corte por parte de Kiev se enmarca en los conflictos de larga data entre la rusa Gazprom y la ucraniana Naftogas por el precio del gas. El gas es ruso, pero debe abonar el peaje por territorio ucraniano y los ucranianos deben pagar pos el gas ruso, descontando transporte y servidumbre, aproximadamente un 15% del costo total.En el invierno de 2006, 13 países dejaron de recibir por completo el suministro de gas: Bosnia, Hungría, Bulgaria, Turquía, Macedonia, Grecia y Croacia. En otros países, como Rumanía, Alemania, Francia e Italia también se notaron los cortes.

El Nordstream

El corte de suministro fue el hecho que decisivamente influyó en la decisión de construir un gasoducto sin interferencias entre Rusia y Alemania. Para ello se conformó una empresa integrada por importantes empresas de ambas naciones, cuestión que enfureció a los aliados norteamericanos.

La importancia de la integración energética es asunto de alta geopolítica. Alemania no puede darse el lujo de vivir con inseguridad en al abastecimiento energético.

Finalmente, rusos y alemanes encararon el desarrollo de los los gasoductos Nordstream I y II  (ambos ya construidos) y recorren 1.224 km sobre el lecho del mar báltico, desde Vyborg, Rusia hasta Lubmin, cerca de Greifswald, Alemania. Los EE.UU. anunciaron sanciones contra empresas que trabajaron en el proyecto, pero nunca trascendieron sus nombres con claridad ni el alcance de las sanciones.

Funcionando a plena capacidad, los ductos gemelos trasportarán unos 300 millones de m3 diarios, agregando 150 millones a los 600 millones que ya exporta Rusia a Europa.

Los gasoductos fueron construidos y son operados por Nord Stream AG. La ruta Nord Stream cruza las Zonas Económicas Exclusivas de Rusia, Finlandia, Suecia, Dinamarca y Alemania, así como las aguas territoriales de Rusia, Dinamarca y Alemania. Conexión directa entre Rusia y la UE son la conexión más directa entre las vastas reservas de gas de Rusia y los mercados energéticos de la Unión Europea.

El acuerdo para desarrollar el proyecto de unos € 12.000 millones, fue celebrado entre el Canciller alemán Gerhard Schröeder  (octubre 1998 – noviembre de 2005) y Vladimir Putin. Lo llamativo es que casi  inmediatamente de su salida de la cancillería alemana, Gerhard Schröder asumió como presidente del comité de accionistas de Nordstream, un pase como ése por nuestro barrio sería, cuanto menos escandaloso.

Se destacan en el directorio del consorcio Nordstream Alexander Medvedev, vicepresidente ejecutivo de Gazprom, Mario Mehren presidente del directorio y CEO de Wintershall Dea AG, Leonhard Birnbaum, Presidente del directorio de de E.ON SE, Pierre Chareyre, Vicepresidente ejecutivo de ENGIE SA, entre otras figuras de peso.

En marzo de 2014, el gobierno del presidente de Ucrania, Víktor Yanukóvich fue arrojado del poder por la fuerza mediante un golpe de Estado apoyado por los Estados Unidos y reemplazado por un gobierno respaldado por los Estados Unidos. 

Durante el periodo posterior a la destitución de Yanukóvich se produjo una inquietante presencia en Burisma, grupo propietario de la mayor empresa gasífera ucraniana: se integró a la junta directiva Hunter Biden, hijo del presidente estadounidense Joe Biden, mientras su padre era vicepresidente de Barack Obama, algo que expertos en política ucraniana –y norteamericana, como el mismísimo Donald Trump– cuestionaron y señalaron como un grave conflicto de intereses.

La estrategia de supervivencia

Tras el colapso de la Unión Soviética, una población ajena a los secretos del capitalismo especulativo vio cómo de la noche a la mañana los potentes sectores de la economía, rusa incluyendo el energético, pasaban a manos privadas. Se levantaron gigantescas fortunas de la noche a la mañana.

El 28 de julio del año 2000, el recién electo presidente de la Federación Rusa, Vladimir Putin, convocó a los veintiún empresarios más poderosos del país a una reunión en el Kremlin. A pesar del inmenso poder y fortuna de aquellos hombres, ninguno fue capaz de lograr información previa del evento. ¿Qué quería el nuevo presidente? ¿Qué era tan importante para reunir a las principales fortunas de Rusia?

La respuesta no pudo ser más clara y directa: Rusia debía volver a ser una superpotencia y los nuevos dueños de Rusia debían colaborar en la tarea. Los denominados “oligarcas”, si querían mantener intactas sus enormes fortunas, deberían, a partir de ahora, apoyar al presidente en la nueva tarea. Aquellos que se negaran tendrían problemas con el nuevo gobierno.

“Las compañías deben poner los intereses nacionales sobre la maximización del beneficio privado” les dijo el presidente Vladimir Putin.

No todos tomaron el mensaje con la misma seriedad y Putin se los hizo saber. Aquellos que creyeron en la nueva era neoliberal y que el poder del Estado –y de la KGB– era cosa del pasado, hicieron caso omiso a las recomendaciones del presidente.

La mayoría de los presentes en esa reunión, todos enriquecidos al calor de las políticas de Yeltsin, como Mijail Jodorkovsky, Vladimir Gusinsky, Alexander Smolensky o Vladimir Vinogradov, acabaron en la quiebra, exiliados o muertos, durante el primer gobierno de Vladimir Putin, Berezovsky –dueño de medios, empresas petroleras y de automotoras  que apoyó a Yeltsin– apareció muerto en su apartamento de Londres en 2013.

Muy pocos de los magnates de Yeltsin sobrevivieron a la era Putin, pero los que lo hicieron, como el potentado del níquel Vladimir Potanin, Mijaíl Fridman o Piotr Aven, dueños, estos dos últimos, de Alfa Bank y la petrolera TNK, ya eran para mediados de esta década, algunos de los hombres más ricos de Rusia. 

Esta “segunda generación” no tendría restricciones para su enriquecimiento, lo que sus actividades no podrían, bajo ninguna circunstancia, afectar los intereses de la Madre Rusia. La consolidación del poder de Putin, en lo que va del siglo XXI, se basa, en buena medida, en la articulación de una nueva clase empresarial que no es leal a él por sus encantos, sino porque conocen las ventajas de una alianza entre la burguesía y el estado y por supuesto, el precio de la traición.

Putin como ex director de la inteligencia soviética tenia una clara visión de las amenazas externas que acechaban a Rusia a principios del 2000. Su tesis doctoral “De cómo los recursos naturales podrían convertir a Rusia en una nueva potencia” señala la ruta de la política interna y externa de Rusia, utilizando la principal ventaja económica de la de la ex República Soviética: el gas. Putin reordenó la economía y las empresas rusas y mantuvo la inflación en índices razonablemente bajos. 

Se inició el desarrollo de una estrategia basada en las necesidades energéticas de los vecinos del extensísimo territorio ruso bajo un plan económico y empresarial utilizando como punta de lanza a los gigantes corporativos.

“Ni un centímetro”

A medida que aumentaban las exportaciones de gas ruso a Europa, los EE.UU. intensificaban su presión sobre Rusia. Exhibiendo su gorda billetera, los EE.UU., en 8 oleadas distribuidas a través de los últimos años, fue incorporando a la OTAN a muchos de los ex países del pacto de Varsovia.

Moscú considera que, la participación de los Estados Unidos en Ucrania y la continua expansión de la Organización del Tratado del Atlántico Norte (OTAN) hacia el Este, forman parte de una estrategia bien orquestada para cercar a Rusia.

Si bien ninguno de los países de Europa están dispuestos a encarar conflictos militares con Rusia, tener un pie en cada cancha les otorga una trabajosa seguridad.

Entre 2004 y 2009 se incorporaron a la OTAN: Hungría, Polonia, República Checa, Bulgaria, Eslovaquia, Eslovenia, Estonia, Letonia, Lituania, Rumania, Croacia y Albania. Incluso se llegó conformar un espacio de discusión que incluyó a la propia Rusia, para desagrado de los EE.UU. y China.

La estrategia de cerco es, de hecho, tan antigua como la propia OTAN, y esta es la razón por la que el presidente ruso Vladimir Putin publicó recientemente una lista de exigencias a los EE.UU. y a la OTAN en relación con sus acciones en Ucrania e incluso en algunas partes del antiguo espacio soviético.

En una reciente conferencia de prensa de Vladimir Putin en Moscú, la periodista de Sky News Diana Magnay preguntó al presidente ruso ¿Qué es lo que cree que occidente no está entendiendo sobre Rusia o sobre sus intenciones?

Putín comenzó la respuesta con total calma, pero sus palabras demostraron cierta irritación. “Nuestras acciones no dependerán del curso de las negociaciones sino de la garantía incondicional de la seguridad de Rusia hoy y por la perspectiva histórica” y agregó: “Hemos dejado en claro que es inaceptable un mayor desplazamiento de la OTAN hacia el este”. ¿Qué es lo que hay que entender aquí? ¿Estamos poniendo misiles junto a la frontera de EE.UU.? Es EE.UU. el que ha venido a nuestra casa, está en nuestra puerta” y continuó: ¿Es una exigencia excesiva no poner más sistemas de ataque cerca de nuestra casa? ¿Qué tiene eso de inusual? Como se sentirían los estadounidenses si pusiéramos nuestros misiles entre la frontea de Canadá y EE.UU o en la Frontera de México con EE.UU.?

Respecto del litigio con Ucrania por los territorios de Crimea afirmó: ¿Acaso México y EE.UU. no tuvieron problemas territoriales? ¿A quién pertenecían California? ¿Y Texas? Lo han Olvidado, todo se olvidó… nadie lo recuerda como se recuerda hoy a Crimea. También intentamos no recordar cómo se formó Ucrania.. ¿quién la creó? Vladímir Lenin cuando creó la Unión Soviética el tratado de creación es de 1922 y la constitución de 1924. Nos dijeron en los años 90 “ni un centímetro al este” ¿Acaso nos engañaron?

Ucrania

En la actualidad, de los 48 millones de habitantes de Ucrania, casi un 40% se considera de etnia rusa y más de la mitad declara que el ruso es su lengua materna, en una población donde la mezcla interétnica es enorme. Las exportaciones agrícolas conforman el principal rubro exportador de Ucrania. Además, otros factores obligarán necesariamente a cualquier presidente ucraniano a mantener buenas relaciones con el país vecino: en primer lugar, la casi absoluta dependencia de la economía del petróleo y el gas rusos. La producción propia es insuficiente para lograr el autoabastecimiento.

La capital de Ucrania, Kiev, es la más antigua de las ciudades eslavas y pese a su antiguo esplendor, la Rus de Kiev cayó en el 1240 por la invasión del Imperio mongol y dio lugar a los principados de Nóvgorod, Moscú y Galicia-Volinia. Éstos se convertirían en las actuales Bielorrusia, Rusia y Ucrania y su legado e importancia siguen vigentes. En la actual crisis política entre Rusia y Ucrania, ambas se disputan la Rus porque lo consideran el Estado fundacional de sus naciones. De hecho, ese territorio otorga a Rusia su toponimia y su gentilicio.

Para Moscú, Rusia es la heredera de la Rus porque el principado de Moscú, del que nace el Estado ruso, fue el único que frenó la invasión mongola y logró expandirse. Vladímir Putin defiende esta visión para afirmar que las naciones rusa y ucraniana son una sola, es decir, el conflicto entre Rusia y Ucrania tiene raíces mucho más profundas que las diferencias por el peaje que cobra Ucrania por el abastecimiento de gas a Europa.

Militarmente Ucrania no representa una amenaza para Rusia ni por armamento convencional ni nuclear. Tras el acuerdo de desnuclearización firmado por el ex presidente Bill Clinton, Boris Yeltsin y Leonid Kravchuk en 1994, devolvió a Moscú las  1.500 cabezas nucleares que poseía Ucrania. De esta manera, tal como quería Washington, Rusia es la única ex república soviética que conserva el arsenal atómico heredado de la antigua potencia comunista. 

Otras fronteras

Rusia exporta unos 600 millones de metros cúbicos diarios de gas natural a diversos destinos y por diferentes gasoductos.  

China recibe unos 40 millones de m3 diarios por el gasoductos Power Siberia mientras que por estas horas se esta consolidando un acuerdo por el segundo ducto y entre ambos podrían llegar a exportar unos 150 millones de m3 diarios de gas natural.

Los rusos están construyendo también varios ductos en su territorio del este entre Vadivostok y los campos productores de los ex territorios japoneses de Sakhalin I y II y hasta la ciudad de Yuzhno-Sajalinsk.

La producción gasífera en ese territorio comienza interesar a Japón y Corea, mercados ávidos de la potencia y sustentabilidad del gas natural. 

Si la paz se mantiene, Rusia seguirá extendiendo sus gasoductos a todos los países con los que tiene frontera. Japón y Corea del Sur,  dos países bajo la órbita del dólar que podrían caer en la tentación de obtener gas a precios razonables y abastecimiento seguro durante muchos años.

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Shell reportó ganancias

Shell obtuvo en 2021 un beneficio atribuido de 20.101 millones de dólares por el fuerte incremento de los precios del petróleo y gas al reactivarse las economías tras el freno por la pandemia. Esos beneficios contrastan con las pérdidas atribuidas de 21.680 millones de dólares en 2020, cuando los precios energéticos llegaron a colapsar por la crisis de la covid-19, pero desde mediados de 2021 se modificó la tendencia.

En un comunicado remitido a la Bolsa de Valores de Londres, Shell señaló que sus ingresos anuales totales alcanzaron los 272.657 millones de dólares, un ascenso del 48,8 % frente al año anterior. A pesar de los positivos resultados, impulsados por el buen desempeño de la compañía en el último trimestre de 2021, las acciones de la empresa bajaban esta mañana un 1,24 % en el parqué londinense y se situaban en 2.253 céntimos.

Los beneficios anuales antes de impuestos llegaron a 29.829 millones de dólares, frente a las pérdidas antes de impuestos de 26.967 millones de dólares en 2020.

Debido a los buenos resultados, Shell anunció hoy una recompra de acciones por 8.500 millones de dólares para la primera mitad de 2022 y un incremento de los dividendos del 4 %. En 2021, Shell hizo compras por valor de 174.913 millones de dólares, mientras que los gastos de producción y fabricación llegaron a 23.822 millones de dólares, según la petrolera. Los gastos por venta, distribución y administración se situaron en 11.328 millones de dólares, un 14,6 % más que en 2020.

La deuda neta de la empresa se situó en 2021 en 52.555 millones de dólares, un 30,2 % menos que el periodo anterior. La reducción de la deuda respondió en parte a la generación del flujo de caja en el último trimestre de 2021, debido a los ingresos por desinversiones a raíz de la venta de Permian en Estados Unidos.

El flujo de caja de las actividades operativas en el cuarto trimestre de 2021 fue de 8.200 millones de dólares, mientras que en esos tres meses la empresa completó la recompra de títulos, cuyo coste fue de 1.700 millones de dólares. El consejo de administración espera que en el primer trimestre de 2022 el dividendo sea de 0,25 centavos por acción.

En enero de 2022, Shell completó la venta de sus intereses en Deer Park Refining Limited Partnership en Estados Unidos. Los activos totales de la empresa se situaron al 31 de diciembre pasado a 404.380 millones de dólares. «Hemos conseguido un fuerte desempeño financiero en 2021 y nuestra fortaleza financiera y disciplina apuntalan la transformación de nuestra compañía», señaló este jueves el consejero delegado de Shell, Ben van Beurden.

«Hoy estamos haciendo nuestra distribución con el anuncio de un programa de recompra de acciones de 8.500 millones de dólares y esperamos incrementar nuestro dividendo por acción en un 4 % para el primer trimestre de 2022», agregó.

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La OPEP ratificó el ritmo de la oferta de crudo en 400 mil barriles diarios en Marzo

Los ministros de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) y los representantes de los productores aliados, liderados por Rusia, que juntos forman la denominada OPEP+, han acordado seguir adelante con el incremento gradual de la oferta de crudo en 400.000 barriles diarios para marzo de 2022, tal y como contemplaba la hoja de ruta pactada en julio del año pasado.

En su reunión virtual de este miércoles, los ministros de la OPEP+ han ratificado la hoja de ruta para el reequilibrio de los mercados petroleros acordada en la cumbre mantenida el pasado mes de julio, cuando fijaron un ritmo de incremento mensual de 400.000 barriles hasta eliminar completamente el ajuste de 5,8 millones de barriles diarios implementado en respuesta a la crisis provocada por la pandemia de coronavirus.

Tras una reunión por videoconferencia, los ministros han decidido «reconfirmar el plan de ajuste de producción y el mecanismo de ajuste mensual aprobado en la XIX Reunión Ministerial OPEP y no OPEP y la decisión de ajustar al alza la producción total mensual en 0,4 millones de barriles diarios para el mes marzo de 2022».

Asimismo, los países de la OPEP y los productores al margen del cártel han confirmado que volverán a reunirse el próximo 2 de marzo.

Después de conocerse la decisión de la OPEP+, el precio del barril de crudo Brent, de referencia para Europa, se mantenía por encima de los 90 dólares, mientras que el crudo WTI, de referencia para Estados Unidos, cotizaba por encima de 89 dólares.

En lo que va de 2022, el precio del barril de Brent se ha encarecido casi un 14%, mientras que el de WTI sube más de un 18%.

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Manzur repasó los planes de YPF para 2022: prometen inversión de u$s3.700 millones

El jefe de Gabinete analizó las cifras de la compañía junto al presidente de YPF, Pablo González, y el CEO, Sergio Affronti. “Los indicadores volverán a crecer y eso nos genera grandes expectativas”, señaló. Manzur repasó los planes de YPF para 2022: prometen inversión de u$s3.700 millones Luego del descongelamiento de precios de los combustibles que regía desde el 18 de mayo de 2021, el jefe de Gabinete, Juan Manzur, analizó los planes de inversión y producción de hidrocarburos de YPF para 2022 junto al presidente de la compañía Pablo González y el CEO Sergio Affronti. Según reveló el funcionario […]

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El Fondo Tecnológico Argentino y una inversión de más de 4 mil millones de pesos en PYMES y cooperativas

La entidad promueve la postulación de empresas para acceder a Aportes No Reembolsables (ANR) que permitan financiar iniciativas de desarrollo tecnológico. Desde la Agencia Nacional de Promoción de la Investigación, el Desarrollo Tecnológico y la Innovación se reactivó el FONTAR (Fondo Tecnológico Argentino)  que busca financiar a Pymes o cooperativas para acceder al financiamiento de proyectos orientados a la innovación tecnológica. La herramienta busca financiar parcialmente proyectos de desarrollo tecnológico o de conocimiento aplicable a una solución productiva, para iniciativas en escala piloto y prototipo a través de ANR.  El monto del beneficio podrá ser de hasta $30.000.000 por proyecto. […]

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Kulfas recibió a directivos de la minera Río Tinto, quienes planean invertir u$s100M en una planta de carbonato de litio

La empresa destinará la inversión en Salta a la exploración y mejoras en la planta piloto que se puso en marcha en el Salar de Rincón. El ministro de Desarrollo Productivo, Matías Kulfas, recibió hoy a los directivos de la empresa minera Río Tinto, la segunda más grande a nivel mundial, quienes anunciaron su plan de inversiones en la Argentina por US$100 millones. La empresa planea construir una planta de carbonato de litio que una vez puesta en marcha, dentro de 3 a 5 años, tendrá una capacidad de producción de 50.000 toneladas anuales. En la reunión, de la que […]

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El Gobernador y el Jefe de Gabinete de Nación avanzaron en la agenda de obras 2022

“Las obras tienen el objetivo de generar puestos de trabajo y estimular las economías regionales, permitiendo el progreso de nuestra provincia”, indicó Sáenz al término de la reunión realizada en Capital Federal en la que se analizaron las obras presupuestadas, de las cuales algunas ya están adjudicadas, en proceso de licitación y otras a licitar. El gobernador Gustavo Sáenz y el jefe de Gabinete del Gobierno nacional Juan Manzur mantuvieron esta mañana una reunión para avanzar con la agenda de obras presupuestadas para este año en la provincia. “Con el Gobierno nacional trabajamos de manera conjunta para mejorar la calidad […]

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La provincia licitará en febrero 12 obras de infraestructura con una inversión millonaria

Con una inversión que supera los 1.000 millones de pesos, y una importante obra de saneamiento con un presupuesto de 32 millones de dólares, durante el mes de febrero de 2022 el gobierno de Entre Ríos licitará 12 obras que beneficiarán a distintas localidades. Los proyectos a licitar permitirán acceder a nuevas obras en materia de saneamiento, infraestructura educativa, de salud, turística, deportiva, y gas, abordadas con financiamiento provincial y nacional. “El plan de obras trazado y priorizado por el gobernador Bordet avanza y se concreta con obras diversas en todo el territorio provincial”, precisó el ministro de Planeamiento, Marcelo […]

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Estacioneros preparan una propuesta integral para proteger al sector de venta de combustibles sin necesidad de elevar los precios

Los empresarios integran la Cámara de Chubut y piensan hacérsela llegar a los presidentes de todas las Federaciones y a los funcionarios responsables del comercio de hidrocarburos, con la intención de hacer un aporte en base a la coyuntura actual. Asumiendo que los valores al público de las naftas y el gasoil no se modificarán en lo inmediato,  empresarios del sector de las Estaciones de Servicio que integran la Cámara de Chubut, se reunieron para planificar soluciones a la baja rentabilidad, con las herramientas que tienen al alcance de la mano y en las condiciones que impone la realidad económica […]

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Petroleras se vieron forzadas a frenar equipos y obras debido a los cortes en Vaca Muerta

Los bloqueos duraron casi 11 horas y las empresas operadoras y de servicios se vieron afectadas en sus operaciones. La imposibilidad de hacer las rotaciones de personal y la falta de insumos complicaron las labores. Varias comunidades mapuches anteayer hicieron cortes en dos de las principales vias de Vaca Muerta y obligaron a un puñado de empresas a reducir la actividad en sus operaciones a la mínima expresión y a frenar equipos. Se afectaron yacimientos de gas principalmente y también se suspendieron obras civiles. Alrededor de las 5 de la mañana miembros de las comunidades se repartieron en por lo […]

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Malestar en el albertismo: responsabilizan a dos funcionarios de Cristina Kirchner por la falta de avances en la segmentación tarifaria

El acuerdo con el FMI incluye una meta de reducción del déficit fiscal que obliga a poner el foco en los crecientes subsidios a la energía. La segmentación tarifaria podría ayudar a reducir esos desembolsos al habilitar aumentos a los sectores de mayor poder adquisitivo, pero en el gobierno siguen sin definir cómo se implementará y cerca del presidente le apuntan a Federico Basualdo y Federico Bernal por la inacción. El gobierno se comprometió ante el Fondo Monetario Internacional a avanzar en una reducción gradual de los subsidios a la energía. En un contexto de suba del precio internacional de […]

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Total y CNOOC invertirán 10.000 millones de dólares en el petróleo de Uganda

Uganda y las petroleras internacionales Total y China National Offshore Oil Corporation (CNOOC (HK:0883)) anunciaron hoy un acuerdo para invertir 10.000 millones de dólares en el sector energético de Uganda, 15 años después de que el país hallará por primera vez reservas de crudo. El proyecto “nos pone en el camino de obtener nuestro primer petróleo en 2025”, dijo hoy la ministra ugandesa de Energía y Desarrollo Mineral, Ruth Nankabirwa Ssentamu, durante la ceremonia celebrada en Kampala, para anunciar este acuerdo. Las petroleras pusieron hoy el sello final a una inversión de 10.000 millones de dólares en el sector energético […]

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Ecuador: Derrame de petróleo contaminó 400 mil hectáreas de la Amazonia

La emergencia ambiental se originó debido a la rotura de un oleoducto de crudo. El mal tiempo desprendió grandes piedras que cayeron sobre el ducto y provocaron el desastre. El derrame llegó hasta uno de los ríos que abastece a comunidades indígenas, y contaminó parte de una gran reserva ambiental de 400.000 hectáreas. “La afectación se encuentra dentro del Parque Nacional Cayambe-Coca”, afirmó el Ministerio de Ambiente en un primer reporte. El parque cuenta con 403.000 hectáreas y además alberga una gran variedad de fauna y posee una importante reserva de agua. Establecida en 1970, la reserva está ubicada al […]

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Subdistribuidoras reclamaron un precio diferencial del gas para evitar el quebranto del sector

El atraso de las tarifas residenciales de gas afecta a toda la cadena de valor en la industria. Tanto a las grandes petroleras, que dependen cada vez más de las transferencias del Estado para cobrar por el gas que inyectan en el sistema bajo el paraguas del Plan Gas.Ar, como a las transportistas y distribuidoras, cuyos ingresos no alcanzan para cubrir los costos de operación del sistema y de expansión de las redes de gas natural. Sin embargo, el segmento más perjudicado por el congelamiento de las tarifas es el de las subdistribuidoras de gas que, en su gran mayoría, cooperativas y pequeñas empresas que brindan servicio en aquellas zonas que no abarcan las distribuidoras (Metrogas, Naturgy, Camuzzi y EcoGas, entre las principales).

El secretario del Instituto de Subdistribuidores de Gas de la Argentina, Pablo Mulet, se refirió en la audiencia pública del pasado 31 de enero a los aspectos que perjudican al sector y aludió a la inflación y a medidas regulatorias de la gestión anterior como fue el cambio en el “mecanismo de pass-through”, que provocó que el costo del gas para las subdistribuidoras (SDB) pase de representar el 85% en lugar del  30% de los costos totales de las empresas. También le apuntó a la gestión actual al afirmar que “las medidas adoptadas por el gobierno son insuficientes” y que, si no surgen otras que acompañen, su sector “estará condenado a la extinción y posterior absorción por parte de las distribuidoras”.

Pablo Mulet durante su exposición en la audiencia pública.

Precio diferencial

Mulet reclamó como solución que se establezca un precio diferencial del gas con subsidio, como sucedía hasta 2016, en vista de que hasta el momento no existe un cuadro tarifario que evalúe los costos y escalas reales de las subdistribuidoras.

“Se solicita un subsidio equivalente a la diferencia entre el precio del gas en el Punto de Ingreso al Sistema efectivamente pagado por el mecanismo de pass-through y el 50 por ciento del precio del gas correspondiente al gas incluido para los usuarios residenciales de menor consumo, multiplicado por el volumen de gas efectivamente facturado por las distribuidoras”, alegó Mulet en la audiencia pública.

Zona fría: un problema

A entender del directivo, las medidas regulatorias generaron deuda a las subdistribuidoras y se incrementaron por la imposibilidad de pagar el precio del gas, sumado a que el mayor costo que tuvieron estas empresas no fue compensado.

De hecho, algunas decidieron reducir su participación en el negocio o directamente retirarse transfiriéndoles la obligación de prestar el servicio a las distribuidoras, que operan como proveedores de última instancia. La operadora marplatense CAMET, por ejemplo, decidió desentenderse de la provisión de gas y Camuzzi debió continuar con el servicio.

Mulet también expuso los inconvenientes generados por la  obligación que tienen las SDB de financiar de manera temporal medidas de asistencia a los usuarios al descontar de las facturas finales el porcentaje correspondiente al subsidio de zona fría, lo cual significa un “desfasaje financiero” para las subdistribuidoras ya que impacta en su masa de facturación, y reduce el capital de trabajo.

Las subdistribuidoras propusieron “utilizar una metodología similar a la de las bonificaciones por tarifa social” con el objetivo de informar a la distribuidora los descuentos otorgados a sus usuarios para que se “tome este importe como pago de sus facturas y posterior traslado para su cobro” o evitar que se apliquen intereses sobre los montos hasta que las subdistribuidoras reciban la devolución.

Peaje

Por último, Mulet refirió a la actualización de la “tarifa peaje”, que establece que las subdistribuidoras que “operan gasoductos propios pueden cobrar a grandes usuarios, GNC y Distribuidoras por el uso de dichos gasoductos”, porque el valor fijo se encuentra congelado desde el 2019 perjudicando a las PyME y cooperativas ya que los costos tanto de operación como de mantenimiento aumentan.

Al estar sumergidas en una crisis, el representante de la SDB planteó que las medidas a tomar deberían estar referidas a “evitar la continuidad y profundización de la situación actual” y también “resolver las grandes deudas que las subdistribuidoras han acumulado a raíz de decisiones regulatorias”.

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Jemse anunció licitación para ocho parques solares por 48 MW en Jujuy

El proyecto consiste en la construcción de 8 plantas fotovoltaicas en su primera etapa, que volcará la energía producida a la red de distribución que administra EJESA , compañía proveedora de energía en la Provincia de Jujuy.

Los diferenciales de este proyecto, son que la energía se generará y se consumirá en espacios geográficos contiguos evitando así el uso de grandes estructuras de transporte y transformación.

«Es un proyecto innovador a nivel Nacional,entre una Empresa Generadora y una Empresa Distribuidora, logrando potencialmente alentar a otros actores del Mercado Eléctrico Argentino en este tipo de esquemas de negocios y fomentando con ello la generación de energía eléctrica a través de medios renovables», expresó Felipe Albornoz, Presidente de JEMSE.

Algunas de las características del proyecto: las 8 plantas que se construirán en la primera etapa acumulan una potencia de 48 MW nominales, y serán entregados en su totalidad al sistema distribuido e interconectado de la provincia de Jujuy.

Ubicación

Las locaciones previstas para la implantación de los proyectos están de acuerdo a los más elevados estándares de calidad para la generación solar, desde su altura (proximidad al sol), horas de exposición solar diarias (latitud favorable), geomorfología (extensos valles) y una adecuada infraestructura eléctrica ya en servicio.

Orden de preferencia

Los proyectos mencionados se realizarán según una preferencia basada en la necesidad energética de la zona. A continuación, se verá el orden de inicio en la ejecución de cada proyecto: PI Perico 6Mw, Cannava 6Mw, Guerrero 12Mw, El Carmen 3 Mw, Los Lapachos 6Mw, Caimancito 6Mw, Yungas 3 Mw y Chalican 6 Mw.

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La licitación eléctrica de Honduras seguiría en pie pero habría demoras en su lanzamiento

El año pasado comunicamos que Honduras preparaba una subasta para que compitan proyectos de generación de todas las tecnologías por contratos de suministro competitivos a firmar con la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE).

La asunción de la nueva administración de gobierno no puso en dudas esta convocatoria pero las primeras declaraciones de la presidente Xiomara Castro, referidas a revisión de contratos, subsidios y reformas a la ley eléctrica, sí cubrieron con un manto de incertidumbre a todo el sector energético hondureño.

Y, ante la ausencia -al menos por ahora- de un nuevo Aviso de Licitación Pública, Energía Estratégica consultó a la Asociación Hondureña de Energía Renovable (AHER) para conocer mayores precisiones sobre la continuidad del proceso.

“La licitación va por 450 MW pero todavía no ha sido publicada ya que aún se están elaborando las bases”, respondió Samir Siryi, director ejecutivo de la AHER.

Según pudo saber éste medio, esta etapa contaría con el asesoramiento de una empresa de consultoría argentina bajo la única dirección de que la energía y potencia que se requerirá en este proceso no tendrá ninguna restricción de tecnología salvo el carbón.

¿Cuánta potencia y energía de fuente renovable y térmica no renovable se requerirá? ¿A qué plazos? ¿A qué moneda? Son algunas preguntas que aún se mantienen sobre el proceso.

En tal sentido, Samir Siryi señaló que hay muchos desafíos por atender antes de la subasta, tanto en los pliegos como a nivel de estructura de gobierno por el cambio de administración. Con lo cual, se vuelve complejo lanzar esta licitación a la brevedad.

“Definitivamente, que aún no haya secretario/a de energía y presidente de la ENEE retrasa; no sólo a la subasta que esperábamos que se lance a inicio de este año sino también a la operatividad del mercado en estos momentos”, advirtió el director ejecutivo de la AHER.

Y agregó: “Esperamos que la licitación avance y no tome más tiempo del necesario, porque el déficit existe y requiere de un proceso transparente que invite a la competitividad, esa es la única manera realmente de obtener precios atractivos”.

Respecto a las características de la licitación que requeriría el empresariado, el director ejecutivo de la AHER señaló que primeramente tendrá que reunir condiciones atractivas para los proyectos.

“Dentro de nuestra asociación tenemos 500 MW de proyectos listos para construir pero no se construyen por falta de cierre financiero. Necesitamos que las condiciones otorgadas en la licitación hagan que estos proyectos vayan a ser bancables”.

De allí, mencionó: “se requieren facilidades fiscales, de plazos e incentivos para atraer a inversionistas extranjeros con capital fresco para energías renovables”.

Ahora bien, en atención al riesgo país alto más el riesgo de la ENEE que complica el financiar proyectos en el país, también serían necesarias otras medidas de fondo que brinden seguridad jurídica. En palabras del referente de AHER:

“Para esta licitación, necesitamos garantías de pago sólidas muy distintas a lo que tenemos hoy donde estamos con nueve facturas vencidas”.

“A nivel de estabilidad del mercado, también creemos que el gobierno no debería optar renegociar contratos previos puesto que realmente la medida sería más negativa que lo que pueda aportar una disminución a los precios, ya que enviaría señales de inseguridad jurídica y de mayor riesgo de país, entre otras cosas”.

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Trina Solar aportará los paneles al parque solar de MPC Energy Solutions en Colombia

Una planta solar fotovoltaica que suministrará 23GWh a la red -el equivalente al consumo de energía de 17 mil personas- inició su proceso de construcción en Colombia.

La inversión de 11 millones de dólares es propiedad de MPC Energy Solutions y cuenta con más de 22 mil paneles Vertex de Trina Solar que entregarán una capacidad nominal de 12,3 MW.

La puesta en marcha del Parque Los Girasoles será cuarto trimestre de 2022 y se estima que el proyecto genere alrededor de USD 1,3 millones en ingresos por año una vez que entre en operación.

El proyecto contará con módulos bifaciales Vertex DEG19C.20 con potencia de hasta 550W, y ofrecerá importantes beneficios medioambientales, ayudando a evitar la emisión de 15.200 toneladas de CO2 al año. Como parte de su compromiso de garantizar que sus proyectos en Colombia ofrezcan una transferencia de habilidades sostenible y oportunidades para todos, MPCES ha establecido objetivos para garantizar un equilibrio en el número de trabajadores masculinos y femeninos durante la fase de construcción.

Para Álvaro García-Maltrás vicepresidente para América Latina y el Caribe de Trina Solar, “Colombia -después de Brasil y Chile- es uno de los mercados más interesantes en la región y, estamos seguros que será un mercado que crecerá exponencialmente en los próximos dos o tres años. Trina dedicará sus mejores esfuerzos a contribuir al crecimiento del Mercado Colombiano, aportando nuestros productos de alta eficiencia con los más elevados estándares de calidad y servicio.

Parque Solar Los Girasoles está situado en la región de Norte de Santander con centros urbanos establecidos e infraestructura de transporte, lo que asegura excelentes condiciones para las etapas de construcción y operación.

“El anuncio de Parque Solar Los Girasoles es parte de nuestros esfuerzos para ayudar a Colombia a reducir las emisiones de carbono, descentralizar y diversificar la generación de energía. Nuestros proyectos ayudarán a garantizar que los colombianos se beneficien de una electricidad confiable y más limpia en las próximas décadas” comentó Martin Vogt, CEO de MPC Energy Solutions.

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Salazar: “Hay más 150 proyectos de energía detenidos en México”

Desde hace mucho tiempo que el sector energético de México asegura que hay demoras o inconvenientes a la hora de conseguir permisos, ya sea aquellos gestionados a través de la Comisión Reguladora de Energía (CRE) o por el Centro Nacional del Control de Energía (CENACE), o incluso que se han frenado desarrollos ante la incertidumbre que se vive en el país. 

Y Carlos Salazar, presidente del Consejo Coordinador Empresarial (CCE), no se quedó al margen de esto y planteó la situación durante el Parlamento Abierto de la reforma eléctrica, precisamente en el foro N°10 denominado “Impactos económicos y financieros para la CFE y la Hacienda Pública de las reformas energéticas y su sustentabilidad”. 

“Hay más de 150 proyectos a futuro que equivalen a más de 40 mil millones de dólares de inversión que ahora están detenidos, y que el país necesita. Los proyectos de infraestructura requieren certidumbre a largo plazo y estabilidad regulatoria. Y si hay más oferta de energía, bajará el precio, es un principio económico básico”, denunció. 

En lo que refiere a solicitudes de permisos hacia la CRE, durante el transcurso del segundo semestre del 2021 y enero 2022, ya se desestimaron alrededor de 1 GW de proyectos renovables, pese a que, en cuanto a costos, sean más competitivas que otras centrales convencionales y ayuden para alcanzar la transición energética. 

Y en algunos casos, la resolución del ente regulador correspondiente llegó luego de tras varios meses desde que las peticiones ingresaron al sistema, a tal punto que muchas lo hicieron durante el primer semestre del año pasado. 

Mientras que en los casos de freno a las inversiones en el país, varias multinacionales ratificaron su postura de no seguir adelante con sus proyectos de energías limpias en el último tiempo debido a cuestiones jurídicas, legales o económicas. Decisiones influenciadas aún más por los efectos de la pandemia. 

Pero en el caso de las inversiones en redes de transmisión y en distribución (le corresponde a Comisión Federal de Electricidad), Salazar señaló la necesidad de que se realicen, ya que las consideró “clave” para impactar en el costo del servicio eléctrico para la población y las pequeñas y medianas empresas. 

“Dedicar recursos a ello, ayudará a reducir los costos de generación, permitiendo acceder a fuentes de energía renovables y de bajo costo. Y al tener una red más robusta, el suministro eléctrico para los usuarios será más seguro y de calidad”, concluyó.

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Marianela Herrera Guerrero fue reelecta como presidenta de la Junta Directiva de CECACIER

El Comité Regional para Centroamérica y el Caribe del CIER (CECACIER) seleccionó su nueva Junta Directiva para el periodo comprendido entre enero 2022 y enero 2024, durante la asamblea general ordinaria del Encuentro Anual de Altos Ejecutivos de la entidad, celebrada en Costa Rica. 

Y con presencia en persona de más del 75% de las empresas que componen CECACIER, Marianela Herrera Guerrero, vicepresidenta de Ingeniería ENSA (Panamá), fue reelecta como presidenta (asumió a fin del 2020) por sobre la presentación al cargo por parte de Rafael Velasco Espaillat, superintendente de Electricidad de República Dominicana, quien seguirá como asesor estratégico de la Junta. 

“El proceso electoral en general fue bueno. Hubo buena comunicación y estuvo reñida la elección. Y como en ninguna de las tres rondas se alcanzaron los votos requeridos para uno u otro (se necesitan dos terceras partes para que un candidato sea electo), se fue a la suerte”, le aseguró Herrera Guerrero a Energía Estratégica

Además, Norma Grande Rodríguez (gerente del Área de Grandes Clientes de AES El Salvador) y Augusto Bello Richardson (director de Compra de Energía y Regulación de EDEESTE, República Dominicana) también seguirán en sus cargos como vicepresidenta y secretario, respectivamente. 

En tanto que Yeulis Rivas Peña (director Fuentes Alternas y Uso Racional de Energía de la CNE, República Dominicana) y Luis F. Andrés Jacomé (director de Distribución de la Energía de la CNFL, Costa Rica) ocuparán los cargos de vocal y fiscal, en ese orden. 

– ¿Cuáles son los desafíos de ahora en adelante? – La presidenta electa reconoció que la mirada estará puesta en la integración regional y ayudar a nivelar y mejorar la gestión de las distintas empresas que conforman la entidad. 

“Empezamos compartiendo mejores prácticas en innovación, movilidad eléctrica y universalización del servicio. Y queremos ver todos los temas regulatorios de la región para saber de qué manera aportar a que el mercado se consolide y pueda superar eficientemente el COVID y la transformación energética”. 

“Hay varios países de Centroamérica con potencial de geotermia e incluso tenemos un grupo de trabajo dedicado a ello así como también en la digitalización y redes inteligentes, entre otros. Adicionalmente este año veremos el tema del hidrógeno verde, cómo se desarrolla en la región y a nivel mundial”, amplió.

También seguirán los avances de los proyectos renovables que hay en la región, incluyendo aquellos que se encuentran en etapas de desarrollo en estos momentos, y los sistemas de respaldo de generación, como ejemplo el gas o tecnologías de baterías e hidrógeno, mientras estas últimas abaratan sus costos.  

“A futuro se tratará el uso de sistemas inteligentes para manejos de las redes y apoyar la integración de las líneas de transmisión, a la par de progresar en la repotenciación del SIEPAC”. 

SIEPAC aumentará capacidad de integración energética hasta 600 MW

“Y por otro lado se seguirá trabajando en género. Era importante que la representación de CECACIER se mantenga en una mujer y, a futuro, haya un porcentaje representativo de mujeres en la junta directiva”, agregó a modo de cierre. 

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ACERA propone un plan para frenar las cuantiosas pérdidas de energías renovables en Chile

De acuerdo a la consultora SPEC, el vertimiento que afecta a las centrales solares fotovoltaicas y eólicas durante el primer mes de este año acumuló un total superior a 160 GWh.

Se trata de un volumen muy importante: Mayor a todo lo registrado en 2019; el equivale al 70% de las pérdidas de todo el 2020; y cerca del 40% de todo el año pasado.

Una de las entidades que viene bregando por medidas que mitiguen esta situación es la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (ACERA A.G.), que está proponiendo un plan al corto, mediano y largo plazo.

Para conocer más acerca de esta situación y del programa, Energía Estratégica dialogó con Darío Morales, director de estudios de ACERA.

¿Qué efectos genera esta situación para las centrales renovables de Chile?

En 2021 los recortes de inyecciones eólicas y solares superaron los 450 GWh. En términos porcentuales los recortes de los últimos meses están superando los valores máximos vistos en 2020, mientras que, en términos absolutos, estamos llegando a valores mensuales de recortes comparables a los peaks de 2017.

No cabe la menor duda de que este nivel de recortes afecta a la industria impactando seriamente en el balance comercial de las empresas del sector. Adicionalmente, es importante considerar que esa energía renovable no inyectada debió ser reemplazada mayoritariamente por generación fósil, lo que a su vez impacta negativamente en las emisiones totales del sector eléctrico.

No es extraño, por ende, que el factor de emisiones del sistema eléctrico nacional haya aumentado en los últimos meses.

¿Cuáles deberían ser las claves para mitigar los vertimientos?

La principal razón de estos recortes es la capacidad limitada de transmisión, así como ciertos criterios de seguridad de operación del sistema.

Para resolver el balance entre la seguridad del sistema, el retiro de unidades térmicas de carbón y el manejo de los menores aportes de hidroelectricidad que tenemos hoy, ACERA ha trabajado en una serie de medidas de corto, mediano y largo plazo.

En el corto plazo, es fundamental que las políticas operacionales y los procedimientos del Coordinador Eléctrico Nacional busquen explícitamente hacer frente a los recortes mediante estrategias para maximizar uso de la infraestructura de transmisión en niveles que no comprometan la seguridad del sistema en 500 kV, pero que sí le den holgura a la transmisión en otros niveles de menor tensión.

En el mediano y largo plazo, es urgente generar las condiciones para que las obras del plan de expansión de transmisión se planifiquen y construyan en los plazos estipulados, lo que nos lleva a analizar la idoneidad de los actuales modelos de la planificación de la transmisión.

Para esto hemos pedido en varias oportunidades al Gobierno la conformación de una instancia de coordinación público-privada para, entre todos los involucrados, hacer seguimiento, evaluación temprana de riesgos y planes de acción para gestionarlos y encauzar soluciones en los proyectos de transmisión relevantes que tengan alguna afectación.

¿Creen que durante este 2022 se podrían implementar mejoras ante esta situación?

Absolutamente. Una de esas medidas es la incorporación de automatismos que actúen sobre la generación de forma de poder usar las líneas de transmisión a una mayor capacidad, sin afectar la seguridad del sistema. Sobre este punto, actualmente el Panel de Expertos está analizando una discrepancia, de la cual ACERA es parte, en la que se cuestiona el procedimiento establecido por el CEN para la instalación de automatismos.

Dicho procedimiento fue evaluado como una dificultad para la futura implementación de más automatismos. Lo que preocupa es si, de aplicar finalmente el procedimiento propuesto por el CEN, qué otras alternativas disponibles evalúa el organismo para dar soluciones de corto plazo a fin de descomprimir las congestiones que, además, irán en aumento en los próximos años.

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Nombramientos y subastas: retos que deberá asumir la nueva ministra de Energía y Minas de Perú

El presidente Pedro Castillo sorprendió con la renovación de autoridades en sectores estratégicos dentro de su gabinete ministerial. Entre los cambios efectuados esta semana, nombró a la Dra. Alessandra Herrera Jara como ministra de Energía y Minas de Perú, en reemplazo del Ing. Eduardo Gonzalez Toro.

Este cambio fue bien recibido por una parcialidad del sector energético peruano que consideraron un “acierto” la designación de la nueva titular de la cartera de energía por su perfil apartidista siendo funcionaria pública de carrera con experiencia y asesoría en Agricultura, Vivienda, Ambiente, Minas y Energía; a diferencia del exministro, una figura del círculo cercano al presidente sin trayectoria política, que recibió muchos cuestionamientos por su desempeño en el cargo. 

Sin ir demasiado lejos, el exministro fue foco de debate tras su presentación del Balance de Gestión 2021 llevado a cabo la semana pasada. Allí, anunció dos subastas públicas por un total de 2000 MW. Al respecto, fuentes consultadas advirtieron que su anuncio sorprendió tanto al sector público como al privado, por la medida que, de ser cierta y necesaria, debería implicar un mecanismo que aún se desconoce cuándo y cómo se impulsará, generando más preguntas que respuestas. 

“Las subastas RER se vienen postergando hace demasiado tiempo. Las empresas que estarían interesadas en ejecutar proyectos bajo ese mecanismo han estado esperando algún tipo de comunicación por parte del ministerio. Cuando Gonzalez Toro anunció que habrían subastas, sorprendió a todos”, introdujo el abogado Ricardo Barrios Scogings a este medio. 

“Por supuesto que, de realizarse las subastas, la noticia es positiva; pero aún no hay un cronograma que se haya establecido”, enfatizó el experto en derecho energético e hidrocarburos. 

Abogado Ricardo Barrios Scogings

En conversación con este medio, Barrios Scogings compartió buenos augurios ante la nueva designación pero señaló que existen grandes pendientes que como las subastas RER, se deben resolver con celeridad. 

“Esperamos que la nueva ministra tome ese anuncio de las subastas y lo lleve a cabo. Es lo que debería hacer”, consideró.

“Entendemos que Dávila mantendría el cargo de viceministro de Electricidad. No obstante, hay otros nombramientos vacantes que deberá hacer la nueva autoridad”, agregó la fuente consultada.  

Entre los grandes pendientes que resaltó el referente consultado se destacan los cargos de viceministro de Hidrocarburos  y director general de Hidrocarburos, así como tres miembros del Directorio de Perupetro.

Aunque aún es muy prematuro saber qué nuevas medidas impulsará la ministra Herrera Jara, desde el sector energético confían que traerá mayor claridad en los próximos días: 

“Es un giro de 180°. Pero por su apartidismo, esperamos que su gestión sea bastante objetiva. Por su experiencia en solución de controversias, esperamos que atienda del mejor modo las necesidades del mercado. Y por su trayectoria política conocida en el sector petrolero y minas principalmente, esperamos medidas concretas”.

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EPM le pone fecha al ingreso de la primera turbina de Hidroituango y ratifica su cronograma hacia fin de año

Ayer, Jorge Andrés Carrillo, Gerente General de Empresas Públicas de Medellín (EPM), anunció que, según cálculos elaborados por la propia compañía, el 26 de julio próximo será el día en que entre en operaciones la primera turbina que inaugurará a la mega represa Hidroituango.

“Estos 300 MW de capacidad van a ayudar al sistema a tener mayor confiabilidad y a todo Colombia a que en el evento del fenómeno del Niño, o una temporada seca prolongada, tenga un respaldo de una energía que es limpia, renovable y barata, lo que va a aliviar el bolsillo de cada uno de los colombianos”, resaltó el funcionario en una rueda de prensa realizada en la zona del vertedero del proyecto.

Por su parte, William Giraldo, Vicepresidente de Proyectos Generación de Energía de EPM, señaló que están trabajando de manera acelerada para cumplir con la fecha señalada. Para ello, el próximo paso será colocar la turbina, la cual recibirá unos 270 m3 por segundo.

Precisó que, durante el mes de abril, se instalará el rotor, que tiene un peso de 550 toneladas, el cual “ya se está armando en la sala de montajes”, aseguró.

Del mismo modo, se colocará el primer cuarto de estator, que se estará armando durante los primeros tres meses “para terminar en mayo con la máquina completamente armada y empezar a hacer las pruebas y el control”, comentó Giraldo.

Finalmente, el Vicepresidente de Proyectos indicó que, entre mayo y junio, terminarán el recubrimiento del tuvo vertical que lleva el agua a la casa de máquinas, el cual permitirá el alcance del hito de entrada en operaciones de la primera turbina el 26 de julio de este año.

El cronograma

De este modo, EPM comienza a dar cumplimiento al cronograma que se propuso el año pasado, el cual aseguraba que durante el segundo semestre de este año ingresarían las primeras dos turbinas de Hidroituango.

En cuanto a la segunda unidad, se espera que ingrese en funcionamiento entre noviembre y diciembre de este año.

Cabe recordar que el mega proyecto hidroeléctrico contará con ocho turbinas por un total de 2.400 MW, los cuales representarán cerca del 17% de la demanda eléctrica total del país, lo que, en palabras del ministro de Minas y Energía, Diego Mesa, va a provocar que “haya mucha más oferta de energía en el mercado”.

Respecto a las seis unidades restantes, por 1.800 MW, desde EPM calculan que empezarán a funcionar gradualmente entre el 2023 y el 2025, de no mediar contratiempos.

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Cuarto intermedio con Bolivia por la importación de gas: una negociación clave para evitar cortes en invierno

Directivos de IEASA (ex Enarsa), la empresa estatal de energía, y funcionarios de la Secretaría de Energía acordaron con autoridades de YPFB una especie de cuarto intermedio hasta el 31 de marzo próximo, fecha en la que debería firmarse una nueva adenda anual al contrato original de importación de gas desde Bolivia firmado en 2006. En los hechos, y frente a la incapacidad de fijar nuevos parámetros comerciales que satisfagan a ambos países, las partes acordaron que hasta fines de marzo YPFB enviará, bajo una cláusula de deliver or pay (DOP), un piso de 7,5 millones de metros cúbicos (MMm3/día) hacia nuestro país, según explicaron fuentes oficiales a EconoJournal. Es menos que los 8 MMm3/día comprometidos para el período de verano en la adenda que venció el 31 de diciembre, luego prorrogada hasta el 31 de enero de este año.

El principal contrapunto entre IEASA e YPFB se explica por la negativa de Bolivia a garantizar el envío de al menos 12 MMM3/día de gas durante los meses de invierno. La cifra es inferior a los 14 MMm3/día que estaban incluidos en la adenda anterior, pero es el mínimo que se necesita, en función de las proyecciones realizadas por Energía, para cubrir el suministro de gas natural de las provincias del centro y norte del país entre mayo y agosto.

Según la opinión extendida de consultores y directivos de empresas productoras, Bolivia enfrenta una declinación natural de sus principales yacimientos gasíferos. Por eso, no está dispuesta a sumir una DOP por el volumen que pretende la Argentina (es decir, pagar si entrega menos que esa cantidad). Por lo que la opción de las partes fue ganar tiempo hasta el 31 de marzo a la espera de contar, dentro de dos meses, con mayor nitidez en cuanto a la producción que tendrá disponible YPFB.

“Se llegó a un cuarto intermedio hasta el 31 de marzo en el que YPFB enviará 7,5 MMm3/día de gas hacia la Argentina. Con ese volumen más los 3 MMm3/día que se producen en la cuenca del Noroeste estamos cubiertos febrero y marzo”, admitió una fuente gubernamental.

Cortes

Del lado argentino hacen números y escenarios para proyectar cuán endeble estará el sistema energético local por la caída del gas que llegará desde el país del Altiplano. La menor disponibilidad de gas desde Bolivia se puede suplir, en lo que se refiere al funcionamiento del parque de generación de energía, mediante combustibles líquidos, siempre y cuando se robustezca la capacidad logística de Cammesa. Pero en cuanto al abastecimiento de gas por redes para hogares y grandes usuarios, la debilidad es manifiesta e irreversible en el corto plazo.

En reserva, las autoridades argentinas aceptan que si Bolivia envía menos de 10 MMm3/día de gas en invierno y se repiten bajas temperaturas la zona norte y centro del país, habrá que aplicar restricciones en el consumo de industrias por escasez del hidrocarburo.

El problema es técnico. U durará hasta que no se amplíe la capacidad de transporte troncal para utilizar el gas de Vaca Muerta y se revierta el gasoducto norte no hay forma de cubrir la demanda de gas desde el norte de Córdoba, Tucumán y Salta con producción de la cuenca Neuquina. La capacidad de los gasoductos está topeada. Por eso es importante para nosotros que los envíos de gas desde YPFB no se derrumben”, explicaron fuentes oficiales consultadas por este medio.

Las cuentas, a esta altura, parecen estar claras: si el invierno es frío, lo más probable es que durante algunos días haya que aplicar cortes a industrias de esas provincias para evitar la caída del linepack del sistema.

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Shell anunció nuevos precios y Axion resolverá en las próximas horas

La petrolera Shell también ajustó al alza los precios de sus combustibles en un nivel promedio de 9 por ciento, aplicando un criterio similar al que YPF comunicó en la noche del martes.

Los nuevos precios de referencia para las estaciones de servicio de la marca Shell en la CABA son: Nafta V-Power (Premium) 118,9 pesos el litro; Nafta Súper $ 99,9; V-Power diesel 115.7 pesos, y Fórmula Diesel (común) $ 96,3 el litro.

Por otra parte, los combustibles comercializados por Axion no registraban aumentos hasta la noche del miércoles 2 , y desde la Compañía se indicó a E&N que “se está analizando el impacto en el mercado de los aumentos ya anunciados, para resolver en las próximas horas”.

Las compañías coinciden en puntualizar la necesidad de una actualización de los precios, habida cuenta del incremento de la cotización internacional del petróleo, y de la inflación acumulada desde mayo del año pasado, cuando se practicó la última suba del 2021.

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ADEERA: La demanda eléctrica nacional 2021 creció en todos los segmentos de usuarios

El consumo de energía eléctrica a nivel nacional en 2021 aumentó  5,44 % respecto al 2020, tal como indica el informe anual de demanda que elabora la Asociación de Distribuidores de Energía Eléctrica de la República Argentina (ADEERA).

El documento también indica que la demanda residencial creció 2,04 %, y que el resto de los segmentos de consumo, es decir, No Residencial y Grandes Usuarios, también registraron un incremento.

La mayor suba correspondió a Grandes Usuarios -GGUU- del Mercado Eléctrica Mayorista (MEM), con un resultado final de 15,88 %.

En CABA y Gran Buenos Aires, donde se concentra la mayor participación en el total de energía consumida en el país (38,99 %), la demanda se amplió en un 4,99 %.

El mes con mayor crecimiento interanual de consumo fue abril, ya que alcanzó un 15,84 % más respecto al mismo mes de 2020. El descenso más notorio fue durante febrero, con una caída relativa de 6,67 % en comparación con febrero del año anterior.

Las provincias con mayor aumento de demanda de energía eléctrica durante 2021 fueron: Buenos Aires, Corrientes y Santa Cruz, todas con un incremento superior al 9 %, mientras que los menores niveles se detectaron en Formosa, San Juan y Tucumán.

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Servicios de Volvo: balance 2021 y desafíos 2022

La Argentina cerró 2021 con una demanda de transportes en alza, resultado de una reactivación comercial originada, entre otras cosas, en la eliminación de las medidas de aislamiento y otras restricciones por el corona virus, tras el avance del proceso de vacunación. 

La industria de camiones, sin embargo, enfrenta una situación particular donde la cantidad de disponible de unidades a la venta no alcanza para abastecer la demanda actual. En este contexto, la venta de repuestos en particular, y de servicios de postventa en general, fueron la estrella del 2021, “como consecuencia de que muchos clientes necesitaron poner en valor sus unidades usadas, considerando la fuerte demanda de unidades 0 km.”, explica Gabriel Angulo, gerente de Servicios de Volvo Trucks Argentina.

Volvo Trucks aumentó en 2021 la venta de repuestos un 40% respecto de 2020, “con gran demanda de piezas de alta y media rotación como, por ejemplo, baterías, filtros y otras particularmente conectadas a la puesta en valor de los vehículos usados”, sumó Angulo.

“En materia de buses, aunque el 2021 fue todavía un año de transición por el efecto residual de la pandemia, ya empezamos a ver, desde la segunda mitad de noviembre y en diciembre, una importante reactivación de la demanda de puesta en valor también de esas unidades que estuvieron a su tiempo paradas, mientras que, en lo que va de enero, el nivel de los pedidos es prácticamente equiparable a la situación de normalidad de la pre pandemia, en buses de larga distancia sobre todo”, agregó.

De acuerdo a Volvo, el aumento en la comercialización de sus contratos de mantenimiento preventivo es también un reflejo de la necesidad que tienen las empresas de transporte de poner en valor unidades usadas, evidenciando un importante crecimiento de la cantidad de kilómetros recorridos (más de un 30% en promedio), incluso comparando con la situación pre pandemia, esto en una muestra de 600 unidades de los principales rubros del transporte.

El año pasado, la filial argentina del gigante de Gotemburgo finalizó con la venta de unos 700 contratos de mantenimiento nuevos, un 70% de los cuales fueron del tipo “Oro”, que es la cobertura full de Volvo, y el 30% fueron de la modalidad “Azul”, de mantenimiento preventivo básico, lo que incluye revisiones, lubricantes y cambio de filtros.

Los contratos de mantenimiento preventivo fueron bautizados por Volvo como “la obra social del camión”, en tanto constituyen una cobertura que le da previsibilidad al transportista para absorber las contingencias mediante las acciones correctivas pero también para que tenga sistematizado en un plan organizado el mantenimiento básico y el control regular del vehículo.

Son servicios clave que logran prolongar la vida útil del camión y aseguran tanto la productividad del vehículo como el correcto control de costos. Permiten, además, reducir su inactividad y optimizar los resultados finales.

Los talleres “in situ” son otro engranaje clave dentro de los servicios de posventa de Volvo. En 2021 considerando concesionarios, talleres autorizados y talleres in situ, elevaron a 22 los puntos de servicio en todo el país y son un complemento esencial en los contratos de mantenimiento preventivo. Básicamente se trata de montar, dentro de la sede misma de la empresa de transporte – con flotas mayores a las 30 unidades – un «mini concesionario», perfectamente equipado, con oficina técnica, almacén de repuestos, fosas o elevadores y las herramientas necesarias para realizar todas las operaciones de servicio al igual que en un concesionario oficial.

2022, otro año de desafíos

El 2022 se presenta como un año desafiante para Volvo, entre cuyos objetivos se encuentra el de intensificar el trabajo de la marca con sus contratos de mantenimiento preventivo, en particular los de la línea Azul, que el año pasado sumó una nueva variante, el “Azul clásico”, un servicio diseñado para clientes con unidades de una antigüedad de “media vida”, es decir a partir de 5 años.

El nuevo plan mantiene la definición de la frecuencia de servicio en función del “Programa de Servicio Volvo” pero reduce los repuestos y horas de servicio al mínimo necesario para lograr así un costo kilométrico reducido y atractivo. Es hasta un 26% más económico que el contrato Azul estándar. Además, permite la customización del servicio, lo que significa que el cliente podrá optar por incorporar repuestos que no forman parte del paquete base en función de su necesidad.

“Queremos que el cliente que tiene un camión más antiguo pueda hacer el cambio de aceite y filtros en el concesionario, con una propuesta que le resulte realmente tentadora desde el punto de vista del costo, y así colaborar para que los transportistas con menos recursos pierdan el temor que se asocia al prejuicio de que en el concesionario todo es más caro”, anticipó Angulo.

En materia de repuestos, Volvo volverá a apostar fuerte con sus kits «Overhaul», es decir reparaciones de magnitud, con financiación de hasta seis cheques y precio cerrado, es decir, mano de obra y repuestos todo en un mismo paquete.

La compañía seguirá trabajando, a su vez, en su tradicional campaña dirigida a vehículos mas antiguos, de más de 10 años, con hasta 30% de descuento en repuestos.

En lo que hace a los talleres in situ, la compañía evalúa la apertura de dos nuevas instalaciones este año, y también espera concretar la ampliación de dos talleres en cuanto a sus instalaciones, sumando más técnicos y capacidad operativa.

Otra de las apuestas de Volvo para 2022 se enmarca en un plan que busca empoderar a los clientes en base a la información sin precedentes que provee el sistema “Volvo Connect” de los nuevos camiones Volvo FH, FM, FMX y FMX MAX.

“Volvo Connect” es una herramienta de última generación que capta la información de las unidades de control electrónico del vehículo sobre, entre otros, la variación del nivel de combustible, la velocidad máxima y media, la rotación de la marcha y la autonomía económica, y el tiempo de uso del piloto automático.  “En una tarea conjunta y coordinada entre las áreas de servicio, ingeniería y capacitación de conductores, realizaremos visitas a los transportistas para hacerles esta devolución y que puedan justipreciar y usar toda esta información que sale de la experiencia de cada viaje con ejemplos concretos y datos operativos sobre cómo pueden mejorar el costo operativo y la seguridad de sus unidades”, amplía Angulo.

“Queremos realizar un trabajo muy minucioso con cada uno de nuestros concesionarios en relevar las oportunidades de mejoras que tenemos, poniendo especialmente el foco en la parte cualitativa de lo que hacemos,  no solamente en lo que atañe al servicio, sino también en relación a lo que es el producto y comercialización del producto”, para ello estamos trabajando con una nueva herramienta, mucho mas potente que la anterior para medir las oportunidades de mejora y también aquello que debemos sostener como valor percibido de nuestros clientes, completó Angulo

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CECHA: “La actualización de precios de YPF nos da un respiro”

Tras la actualización del precio de los combustibles dispuesta por YPF,  el presidente de la Confederación de Entidades de Hidrocarburos de la República Argentina (CECHA), Gabriel Bornoroni, aseguró que la medida le da “un respiro” a las 5 mil estaciones de servicio y a las 65 mil familias que sostienen su operación.

 “Estamos atravesando una situación compleja, con altos costos e ingresos a la baja desde hace casi nueve meses; y esta medida trae un poco de alivio para el sector”, planteó el dirigente.

“Las estaciones estamos pasando por una situación crítica. A la recesión de 2018 se sumó luego la pandemia y casi en el último año un atraso en los precios de los combustibles que nos puso la soga al cuello”, advirtió.

 “En un contexto con inflación sin techo, con paritarias al 54 % y carga impositiva altísima, la actualización dispuesta por YPF nos da un poco de tranquilidad para seguir trabajando y sostener la operación. El desafío hacia adelante es evitar que se vuelva a ensanchar ese desequilibrio”, marcó.

El atraso del precio de los combustibles con relación al resto de los precios implica que cada estación de servicio tiene que vender mayores volúmenes para evitar pérdidas.

Como lo indica el último informe de expendio de combustibles elaborado por CECHA, el punto de equilibrio de una estación de servicio con 2 operarios de playa por turno, 1 cubrefrancos, 1 encargado de turno y 1 empleado administrativo se encuentra actualmente en 313,500 litros, volumen mensual que no alcanza el 47.2 % de las estaciones de servicio del país.

Consultado sobre la posibilidad de que esta corrección de precios se traslade a los valores de la canasta básica de alimentos, Bornoroni  señaló que “según informes elaborados por la entidad en base a datos del INDEC, un 10 % de incremento en el precio de los combustibles incide en un 0,04 % en el Índice de Precios al Consumidor. Esa es la realidad, pero que los actores de la economía utilicen esto como un aval para aumentar todo, eso es otra cosa”, aseguró.

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YPF: González y Manzur analizaron planes de inversión 2022. Aumentarán US$ 1.000 millones

El presidente de YPF, Pablo González, describió que las inversiones previstas para este año por la compañía energética de mayoría accionaria estatal superarán en unos 1.000 millones de dólares a la de US$ 2.700 millones realizada en 2021.

González, y el CEO, Sergio Affronti, mantuvieron una reunión con el Jefe de Gabinete nacional Juan Manzur. “Se trató de una reunión de trabajo con un repaso general de la agenda energética de YPF en materia de renovables y también de producción de petróleo y gas. Estuvimos analizando el resultado de la gestión de YPF durante el año pasado, fundamentalmente el crecimiento del 20 por ciento en la producción de hidrocarburos, luego de una caída en los cinco años previos”, destacó.

En cuanto a las inversiones detalló que “hemos tenido un incremento muy importante durante el segundo semestre del 2021 y este año vamos a tener una inversión superior. El año pasado fue de 2.700 millones de dólares y este año van a ser unos 1.000 millones de dólares más”.

González agregó que “armamos con el Jefe de Gabinete una agenda de trabajo común para la semana que viene, en la que el lunes, estamos anunciando en San Juan una inversión para un parque solar de energía renovable”.

“Estuvimos analizando también la situación del offshore y los proyectos en relación al CAN 100, y también analizamos el tema precios (de los combustibles), luego del anuncio de hoy (suba de 9 % promedio) después de ocho meses en los que no hubo incrementos”, detalló el directivo.

“El corazón de las inversiones de YPF son la producción de petróleo y gas, que es lo que le da energía para el crecimiento a la Argentina. Ahí es donde se van a direccionar la mayoría de los recursos, pero no vamos a dejar de lado el crecimiento que tiene en YPF en energías renovables”, señaló.

“La puesta en marcha del parque eólico Cañadón León, posicionó a YPF como la segunda productora de energía renovable de Argentina con 400 megas. Vamos seguir invirtiendo en YPF tecnología con YPF Litio, el Consorcio del Hidrógeno, y en buscar más proyectos en energías renovables”, describió González.

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Licitarán proyectos de “Generación Solar Distribuida” por 48 MW en Jujuy

JEMSE, la empresa de energía y minería jujeña anunció el llamado a licitación para la construcción, puesta en funcionamiento, operación, explotación, mantenimiento de 8 parques solares en la provincia de Jujuy, que conforman la Etapa 1 del Proyecto Solar Distribuido por una potencia de 48 MW.

“Este proyecto, junto con los demás proyectos de energías renovables ya desarrollados, cambiará de manera radical la matriz energética de la provincia, convirtiendo a Jujuy en una provincia más sustentable y ayudando al país a cumplir con los acuerdos de Kioto y París”, señaló un comunicado. 

En este proyecto la energía que se generará se consumirá en espacios geográficos contiguos evitando así el uso de grandes estructuras de transporte y transformación.

“Es un proyecto innovador a nivel Nacional, entre una Empresa Generadora y una Empresa Distribuidora, logrando alentar a otros actores del Mercado Eléctrico Argentino en este tipo de esquemas de negocios y fomentando con ello la generación de energía eléctrica a través de medios renovables”, expresó Felipe Albornoz, Presidente de JEMSE.

Las 8 plantas que se construirán en la primera etapa acumulan una potencia de 48 MW nominales, y serán entregados en su totalidad al sistema distribuido e interconectado de la provincia de Jujuy.

Las locaciones previstas para la implantación de los proyectos están de acuerdo a los estándares de calidad para la generación solar, desde su altura (proximidad al sol), horas de exposición solar diarias (latitud favorable), geomorfología (extensos valles) y una adecuada infraestructura eléctrica ya en servicio.

Los proyectos se realizarán según una preferencia basada en la necesidad energética de la zona. El orden de inicio en la ejecución de cada proyecto es: PI Perico 6Mw, Cannava 6Mw, Guerrero 12Mw, El Carmen 3 Mw, Los Lapachos 6Mw, Caimancito 6Mw, Yungas 3 Mw y Chalican 6 Mw.

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IMPSA fabricará un reactor de hidrodesulfurazión para modernizar la refinería de Luján de Cuyo de YPF

IMPSA será proveedora de equipos pesados en el marco del proyecto que lleva adelante YPF para la ampliación y modernización de la Refinería de Luján de Cuyo. En concreto, la compañía, que fue recapitalizada por el Estado nacional, fabricará un reactor de hidrodesulfurización y tres hornos de proceso para las plantas de HDS 3 (nueva) y HDS 1 (en servicio).

El reactor, que pesa 411 Tn y tiene más de 36 metros de longitud, forma parte de los equipos pesados y más
complejos de la industria del refino de petróleo y permitirá obtener un producto final con azufre inferior a las 10 ppm (partes por millón). El proceso dará como resultado un combustible más limpio y de mejor calidad, que reducirá las emisiones generadas por los vehículos que consuman el nuevo combustible y otorgará mayor vida útil a los motores.

Respecto a los hornos, dos de ellos están compuestos por tuberías de acero inoxidable y el restante con tubos de cromo molibdeno. Estos hornos pesan entre 157 Tn y 181 Tn. “Este proyecto es un gran desafío para IMPSA, pero a la vez es un hito que nos vuelve a posicionar en lo más alto de la consideración en cuanto al suministro de equipos grandes y complejos para las plantas de refino de petróleo. Además, estamos muy contentos de poder trabajar con una empresa de la magnitud e importancia de YPF y formar parte de este proyecto fundamental para la provincia y el país”, afirmó Sergio Carobene, gerente general de IMPSA.

Este trabajo demanda mano de obra altamente calificada e ingeniería de alto nivel en un rubro en que IMPSA se destaca y al mismo tiempo generará empleo para la red de proveedores de IMPSA, integrada por más de 100 PyMEs (en su mayoría mendocinas). En este sentido, Pablo González, presidente de YPF aseguró: “Estamos llevando
adelante una inversión muy importante para nuestro país en Luján de Cuyo, superior a los US$ 500 millones.
En este marco, nos parece fundamental integrar en el proyecto a proveedores locales y estamos contentos de que uno de ellos sea IMPSA, una empresa histórica y estratégica para Mendoza y para la industria nacional”.

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Petroecuador perforará 33 pozos durante 2022

La petrolera estatal Petroecuador perforará 33 pozos este año, a través de contratos especiales con financiación según ha informado el Gobierno del país latinoamericano en un comunicado.

Los contratos serán suscritos con los consorcios WayraEnergy en el campo Oso, el Bloque 7, el campo Yuralpa y el Bloque-21; por Shaya Ecuador en el campo Auca y el Bloque 61 y por Shushufindi en el campo del mismo nombre en el Bloque 57. Los activos están ubicados en las provincias de Orellana y Sucumbíos.

En el campo Yuralpa se perforarán 10 pozos. En el caso de Auca, está planificada la perforación de 11 pozos, de los cuales siete son productores de petróleo y cuatro inyectores de agua. Con Shushufindi se sumarán 12 pozos más a desarrollar.

El gerente general de EP Petroecuador, Ítalo Cedeño, ha confirmado estas previsiones durante una visita a las instalaciones de los Bloques 61, 57 y 7, conjuntamente con funcionarios de la Gerencia de Exploración y Producción de Petroecuador, y representantes de las empresas, con la finalidad de constatar la normal operatividad y mantener reuniones con técnicos trabajan en estas localizaciones y en los consorcios de los campos más productivos del país, y también buscar acuerdos, en los casos en los que haya dificultades de trabajo con las comunidades vecinas a la operación.

Adicionalmente, Cedeño ha subrayado que uno de los ejes de su gestión será continuar con las campañas de perforación previstas para este año mediante la utilización de recursos propios y trabajar en un plan prioritario que permita incrementar de forma progresiva la producción petrolera a través de la incorporación de nuevas tecnologías y la inversión privada.

«Tenemos que aprovechar los precios altos del petróleo, para beneficiar a todos los ecuatorianos. Es nuestra obligación optimizar los campos», ha apostillado Cedeño.

Actualmente, Auca reporta una producción promedio diaria de 74.980 barriles (que representan el 20% de la producción total de EP Petroecuador), Shushufindi 58.807 barriles y Coca Payamino, 12.667 barriles de petróleo por día.

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Petrobras se desprendió de su participación en 22 concesiones

Petrobras vendió el 100% de su participación en 22 concesiones petrolíferas en el ‘clúster’ de Potiguar a una filial de 3R Petroleum por 1.380 millones de dólares, según ha informado en un comunicado.

La venta de estos activos incluye 22 concesiones de campos de producción petrolífera en tierra y aguas poco profundas, junto con su infraestructura para el procesado, refinamiento, logística, almacenaje, transporte y la salida tanto del crudo como del gas natural, localizados en la base de Potiguar, en el Estado Rio Grande do Norte.

De la cantidad total, 3R Petroleum ya ha abonado 110 millones . Otros 1.040 millones millones de se abonarán al cierre de la transacción y los restantes 235 millones serán desembolsados en cuatro vencimientos anuales de 58,75 millones cada uno.

Las cantidades no consideran ajustes hasta el final de la transacción, que está sujeta a la aprobación regulatoria de la Agencia Nacional de Petróleo, Gas Natural y Biocombustibles (ANP).

La operación está en línea con la estrategia de gestión de portafolio de Petrobras y la concentración en activos de aguas profundas y ultraprofundas. Según la petrolera, en este tipo de activos se ha mostrado un gran margen de competitividad a lo largo de los años, produciendo crudo de mejor calidad con menos emisiones de gases de efecto invernadero.

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YPF Luz emitió su primer bono verde por US$ 63,9 millones

La compañía invertirá USD 93 millones para el desarrollo de la primera etapadel Parque Solar Zonda de 100 MW, ampliable a 300 MW, ubicado en la provincia de San Juan.
YPF Luz emitió su primer bono verde por un monto total de 63,9 millones de dólares a una tasa del 5% y con vencimiento final a 10 años. Se trata de un bono verde dollar linked cuyos fondos serán destinados a la construcción y explotación del primer parque solar de la compañía, que se ubicará en la localidad de Bella Vista, departamento de Iglesia en la provincia de San Juan.
Complementando la emisión del bono verde, YPF Luz además reabrió su bono dollar linked Clase IX por un monto nominal total equivalente a 10,9 millones de dólares a una tasa negativa del 0,26%, con vencimiento en agosto del año 2024. Esto implica que la Compañía recibirá un monto equivalente a 11,9 millones de dólares, 1 millón de dólares por encima de la obligación contraída.
La emisión del bono verde fue calificada por FIX, afiliada de Fitch Ratings, la cual concluyó que las Obligaciones Negociables Clase X emitidas por la compañía, están alineadas a los cuatro componentes principales de los Principios de Bonos Verdes (GBP por sus siglas en inglés) del ICMA (International Capital Market Association) generando un impacto ambiental positivo.
El Parque Solar Zonda generará energía solar fotovoltaica, obtenida en la transformación de la energía de la radiación solar en energía eléctrica. En una primera etapa se estima una generación de 100 MW, ampliable a 300 MW, equivalente al consumo de 70.000 hogares. YPF Luz venderá la energía limpia generada a grandes usuarios y clientes industriales en el Mercado a Término de Energías Renovables (MATER).
El terreno seleccionado para su desarrollo tiene una superficie aproximada de 300 hectáreas. La etapa de construcción tendrá una duración aproximada de 14 meses, brindando la posibilidad de generar empleo y un incremento en la actividad económica local a través de la demanda de servicios indirectos y proveedores locales.
“Estamos muy orgullosos de emitir nuestro primer bono verde para el desarrollo del Parque Solar Zonda, que generará energía solar desde San Juan. De esta forma YPF Luz refuerza su presencia federal, con operaciones y proyectos en 6 provincias del país. Este proyecto no solo refleja el compromiso de la compañía de continuar diversificando la matriz energética nacional, sino también nuestra responsabilidad con el medioambiente, y con nuestras comunidades”, sostuvo Martín Mandarano, CEO de YPF Luz.
Cuando el proyecto complete todas sus etapas, ampliará la capacidad de generación renovable actual en un 25% en San Juan. El parque solar generará un ahorro de emisiones de carbono de 120.000 tn. CO2 equivalentes al año, respecto de una central termoeléctrica equivalente.
Acerca de YPF Luz
YPF Luz (YPF Energía Eléctrica S.A.) nacida en 2013, es una empresa líder en generación de energía eléctrica en el país.
Actualmente la compañía tiene una capacidad instalada de 2483 MW que provee al mercado mayorista e industrial, y
está construyendo otros 100 MW. YPF Luz tiene como misión generar energía rentable, eficiente y sustentable, que optimiza los recursos naturales para la producción de energía térmica y renovable. Para obtener más información, visite

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Destacados científicos se expresaron a favor de la exploración offshore de petróleo y gas

El grupo “Ciencia y Técnica Argentina” sacó un documento donde analiza diferentes aspectos del debate sobre la posibilidad de explotar petróleo y gas offshore. A continuación, el documento completo del del grupo CyTA “LA EXPLOTACIÓN PETROLERA Y SUS RIESGOS. Energía, desarrollo y pobreza”. Está firmado por: Adrián Paenza; Adriana Serquis; Alberto Kornblihtt; Ana Franchi; Andrea Gamarnik; Andrés Kreiner; Carolina Mera; Cristina Carrillo; Diego Hurtado; Dora Barrancos; Eduardo Dvorkin; Félix Requejo; Graciela Morgade; Hugo Aimar; Jorge Geffner; José Paruelo; Juan Pablo Paz; Marcelo Ruiz; Marcos Vaira; Marisa Herrera, Mirta Susana Iriondo; Noé Jitrik; Osvaldo Uchitel; Roberto Salvarezza; Rolando González-José. A propósito […]

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Se necesitaría una partida de $81.000 millones para mantener los subsidios al gas

Según la presentación el Estado se hace cargo del  70,9% del costo del gas. Si asumiese el 100 % la tarifa bajaría entre 38 y 53% y si decidiese quitar su aporte, subiría entre el 92 y el 130%. El Estado nacional necesitaría una partida presupuestaria adicional de $ 81 mil millones para 2022, de sostenerse el actual esquema de subsidios al gas que cubre el 70,9% del costo total de la demanda prioritaria, estimó este lunes en Audiencia Pública la subsecretaria de Hidrocarburos de la Secretaría de Energía, Maggie Videla. De acuerdo con estimaciones de la subsecretaría, ese 70,9% […]

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