Comercialización Profesional de Energía

Yearly: 2023

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Brasil adjudicó 7 ganadores en la primera Subasta de Transmisión del 2023

Brasil realizó la primera subasta de transmisión del 2023 y la primera desde la vuelta de Luiz Inácio Lula da Silva a la presidencia del país, para la construcción y mantenimiento de 6200 kilómetros de infraestructura eléctrica y 400 MVA de capacidad de transformación de subestaciones (SE), principalmente para sumar más renovables en el futuro. 

Los grandes ganadores fueron el Consorcio Génesis, CTEEP, Rialma, CYMI, Eletrobras Furnas, Engie y Celeo, que se repartieron los 9 lotes de la licitación. Y Energía Estratégica trae el detalle de la subasta. 

El Consorcio Génesis está compuesto por empresas The Best Car Transportes de Cargas Nacional e Internacional (92,52%) y Entec Empreendimentos Eireli (7,48%) y repitió adjudicación en Lote N° 1 y el N° 8. 

En el primero de los casos, presentó una oferta de R$ 174,1 millones, lo que representa un descuento del 66,18% con relación al Ingreso Anual Permitido (RAP) para la construcción de 1116 km de líneas ubicadas en los estados de Bahía y Minas Gerais, así como la construcción de las subestaciones de 500 kV Campo Formoso II, Barra II (con compensación síncrona) y Correntina

Obras que tendrán un plazo máximo de ejecución de 66 meses y el  objetivo de ampliar el sistema para hacer frente a la expectativa de contratación de grandes cantidades de energía de proyectos renovables en la región.

Mientras que para el penúltimo lote de la subasta propuso la menor oferta entre 7 interesados, por valor R$ 19,5 millones (descuento del 55,35% respecto al RAP), para llevar a cabo la LT de 230 kV Recife II – Bongi C1 y C2, en Pernambuco (total 38 kilómetros) que prevé aumentar la confiabilidad en el servicio prestado a la zona metropolitana de Recife. 

La Compañía de Transmisión de Energía Eléctrica Paulista (CTEEP) fue la otra entidad que quedó con dos lotes de la convocatoria (N° 7 y N°9) a un precio de R$ 218,9 millones (41,81% por debajo del RAP) y R$ 7,5 millones (descuento del 50,36%), respectivamente.

Las obras del segmento N° 7 contempla 1044 kilómetros de líneas de transmisión en Minas Gerais y Río de Janeiro, además de la subestación Leopoldina 2 de 500 kV, necesarias para expandir el sistema en dos áreas que incorporarán un gran número de parques renovables producto de pasadas subastas de nueva energía. 

En tanto que el lote N° 9 fue adquirido tras una disputa “manos libres” entre la propia CTEEP, Eletrobras Furnas y Celgpar, siendo  la primera mencionada el mejor postor para desarrollar la S/E Água Vermelha 500/138 kV (Minas Gerais), que incluye la instalación del sistema de automatización para el control del flujo de reactivos, con un total de 400 MVA de capacidad de transformación.

“En números absolutos, esta es la subasta de inversión más grande jamás realizada por ANEEL. El evento demuestra la confianza de los inversionistas en el marco regulatorio, permite la generación de empleos para la población y también ayudará a vender energía limpia y renovable en todo el país”, manifestó el director general de Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL), Sandoval Feitosa.

“Es un momento propicio para el sector eléctrico nacional. El avance que ocurrió con la información en los últimos 10 años ocurrirá, en los próximos 10, con la energía eléctrica. Brasil puede convertirse en el gran almacén de energía limpia y renovable del planeta”, subrayó Alexandre Silveira, ministro de Minas y Energía de Brasil.

Por otra parte, hubo otros dos lotes que superan los 1000 kilómetros de longitud de obras, ambos casos por un plazo de obra de 66 meses: el segmento N° 2 (1614 km en los estados de Bahía y Minas Gerais) adjudicado a Rialma Administração e Participações a un valor R$ 347,8 millones (51% menos del RAP).

Además del N° 5 (1006 km en Bahía, MG y Espírito Santo) en favor de Engie, que presentó una oferta cercana a los R$ 249,3 millones, lo que resultó en un descuento del 42,80% con relación al Ingreso Anual Permitido previsto por la ANEEL.

A continuación, el resto de ganadores de la primera Subasta de Transmisión de Brasil del año con los detalles de sus lotes correspondientes: 

Cymi venció en el N° 3 gracias a su oferta económica de R$ 70,9 millones (52,13% debajo del RAP) para construir 349 km de líneas de transmisión en Minas Gerais en un plazo exacto de 60 meses. 
Caso similar el de Eletrobras Furnas para el N° 4, ya que fue asignado para concretar en 5 años la red transmisión de 500 kV Janaúba 6 – Presidente Juscelino (303 km en Minas Gerais)  a un monto de R$ 68,7 millones (descuento del 45,75%).
Celeo Redes Brasil SA se llevó el lote N° 6 de la convocatoria debido a que ofreció una renta permitida anual de R$ 99,9 millones, lo que resultó en una rebaja del 48,23% con relación al precio inicial ofertado, de R$ 192,9 millones. Y con ello se ocupará de la LT 500 kV Xingó – Camaçari II, con 714 km en las entidades federativas de Bahía y Sergipe. 

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Instalan plantas solares para comunidades rurales en Sierra Alta, estado de Sonora

En el marco del “Programa Social de Generación Solar Distribuida”, a cargo del Gobierno Federal y del Gobierno del estado de Sonora, se instalaron plantas solares en los municipios rurales en condiciones de marginación o desfavorecidas, en Sierra Alta.

El objetivo es fomentar el uso de energía limpia mediante la inversión en pequeñas plantas de generación solar con capacidad menor a 0.5 MW, en zonas con alto potencial para desarrollo local con fuerte impacto en el medio rural. 

En conversaciones con Energía Estratégica, Rafael Cabanillas, director general de la Comisión de Energía del Estado de Sonora, revela: «Ya tenemos 4 plantas solares construidas y dos en periodo de pruebas para interconexión a la red eléctrica nacional. Este Programa no tiene antecedentes en el país y aspira a ser un referente nacional por su impacto económico y social en regiones de mayor rezago”.

De esta forma, el proyecto impulsa políticas de estado orientadas a la transición energética, mediante la inversión pública en generación distribuida con tecnología solar fotovoltaica usando fotoceldas de última generación, más eficientes y duraderas. 

Además, esta iniciativa incluye algunas medidas de acompañamiento en materia de eficiencia energética (EE), impulsa oportunidades de inversión para la economía local, incrementa ingresos de los habitantes para mejorar su gasto en confort térmico y repercute en las finanzas públicas municipales al reducir los costos por extracción de agua potable y otros servicios.

Viabilidad financiera 

El Gobierno fundamentó la viabilidad financiera del programa a través de análisis comparativos del costo nivelado de energía de una planta fotovoltaica tipo de 500kW y el precio medio de las tarifas eléctricas vigentes.

Según sus estimaciones, en la actualidad, el promedio ponderado del LCOE de una planta solar fotovoltaica se encuentra en 0.057USD/kWh; en un rango que puede variar entre $0.90 y $1.14 MXN/kWh.

De acuerdo al reporte, para hacer el cálculo del LCOE de las plantas de energía solar distribuida en Sonora, se estimó una inversión inicial entre $10 y $12 millones de pesos M.N, más los gastos anuales de mantenimiento y operación que en una planta fotovoltaica de este tipo son mayormente fijos o constantes. 

Actualmente, los fabricantes de paneles solares dan garantía de que estos equipos funcionarán adecuadamente por 25 años, asegurando una eficiencia superior al 80% al final del periodo.

“Los kWh producidos por una planta tipo ubicada por ejemplo en la región Sierra Alta de Sonora a lo largo de 25 años de operación puede llegar a los 22 millones de kWh. Esto considerando una pérdida del 3% de eficiencia en los primeros tres años y un coeficiente de degradación del 0.5% a partir del 4to año, lo que nos da una eficiencia estimada del 86.44% en el año veinticinco”, asevera el informe.

Los gastos fijos anualizados previstos a valor presente serían del orden de $7.3 Millones de pesos M.N a lo largo de la vida útil de la planta como se observa en siguiente cuadro.

Los resultados iniciales del LCOE ofrecieron viabilidad financiera ya que están por debajo de los indicadores de precios reportados para distintos proyectos a nivel mundial. Esto se debe a que:

No existe financiamiento y la carga por intereses no gravita sobre el LCOE de la planta.
Al ser una planta que se hará en colaboración con los gobiernos municipales, costos importantes como son la adquisición del terreno, la obra civil (cuarto de máquinas, cerco de seguridad, limpieza del terreno, etc.) y seguridad tampoco impactan el costo nivelado.

Con estas cifras, destacaron que se tiene un amplio margen de oportunidad frente a las tarifas domésticas, comerciales, de bombeo y de alumbrado público vigentes.

 

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Wärtsilä posiciona al hidrógeno verde como más competitivo para la producción de combustible y almacenamiento

Wärtsilä, multinacional líder en la innovación tecnológica para el mercado energético, publicó un documento técnico que ratifica la viabilidad económica integral de los combustibles sostenibles Power-to-X ( P2X) para la generación de energía confiable y el almacenamiento en el futuro.

Al estudiar los costos, la compañía aseguró que estos combustibles jugarán un papel clave en la descarbonización de la energía a largo plazo y resultarán esenciales para satisfacer la demanda energética y el equilibrio de la red.

power-to-x

Las principales opciones de combustible P2X para la generación en el estudio son hidrógeno verde, metano sintético, amoníaco y metanol. 

De todos ellos, Wärtsilä posicionó al hidrógeno verde como el más atractivo para la producción de combustible y generación de energía in situ por tener el costo de producción más bajo.

Además, mencionó otros factores que hacen que el hidrógeno verde sea la opción más competitiva. 

En primer lugar, el estudio establece que “transformar el hidrógeno verde en uno de sus derivados representa una pérdida de energía. Esto vuelve a los derivados del hidrógeno relativamente onerosos en términos de costo de producción”.

Por otro lado, afirma que “el hidrógeno verde es más adecuado cuando la producción y el consumo de combustible son combinados en el mismo sitio, minimizando así la necesidad de inversiones adicionales en transporte y almacenamiento”. 

A modo ejemplo, el reporte explica: “Una planta de energía que proporciona el equilibrio diario rendirá más si se genera la producción de combustible y la producción de electricidad en el mismo sitio. Bajo esta condición, el hidrógeno es probablemente la opción preferida dado el costo del combustible”.

De todas formas, el informe reconoce que el almacenamiento puede tener un gran impacto en el costo del hidrógeno verde. Esto se debe a que a medida que disminuye el número de ciclos de almacenamiento, la inversión requerida en un tanque de almacenamiento más grande aumenta lo cual afecta el costo nivelado del hidrógeno verde. 

A pesar de ello, establece: “En recipientes a presión, el hidrógeno es competitivo y adecuado para el almacenamiento de energía a corto plazo y aplicaciones relacionadas. No obstante, la disponibilidad de formaciones geológicas también puede permitir almacenamiento rentable de hidrógeno a largo plazo y a gran escala”.

Cabe destacar que este análisis se realizó teniendo en cuenta que el costo de entrada de la electricidad tiene el mayor impacto en los costos productivos de los combustibles P2X.

Además del costo de la electricidad renovable, el costo total de producción también se ve significativamente afectado por el electrolizador eficiencia, CAPEX y la tasa de utilización.

Aunque el estudio demuestra que el hidrógeno verde es el más competitivo, la compañía también reconoce que la elección del combustible en el sector eléctrico, dependerá de la tecnología de transporte y almacenamiento disponible, así como consideraciones de seguridad, operación y mantenimiento.

Además asegura que “las consideraciones geográficas, los planes de subvenciones a la inversión y la legislación sobre el carbono, entre otras iniciativas políticas de cada país, pueden tener un impacto significativo en la elección y el costo de producción del combustible”.

 

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Sungrow Summit Chile, continúa la gira de eventos en Latinoamérica de la marca más bancable del mundo

Sungrow LATAM, la compañía que sigue liderando la modernización tecnológica de la industria solar en Latinoamérica, continúa su gira de eventos por las distintas regiones explorando nuevas oportunidades de mercado. Sungrow Summit Chile aterriza en Santiago de Chile el próximo 5 de julio en un evento que promete no dejar indiferente a nadie.

El acontecimiento tendrá lugar en el Hotel Renaissance Santiago, a partir de las 12:00, con una nutrida agenda en la que Sungrow expondrá los últimos avances de la marca en materia de inversores solares y sistemas de almacenamiento de energía. El objetivo de Sungrow Summit Chile es establecer lazos entre los agentes más importantes de la industria de la energía solar, el intercambio de conocimientos y el dar respuesta exitosa a los retos que Chile enfrenta de cara a la transición energética.

El próximo evento de Sungrow LATAM contará con la participación de los agentes más relevantes de la industria energética en Chile. Entre los distinguidos miembros que se unirán a los paneles propuestos en la agenda, estarán presentes ilustres miembros del Ministerio de Energía como Belén Muñoz

Profesional Unidad Monitoreo y Regulación de Mercados, Ministerio de Energía Chile y Darío Morales, Director Ejecutivo de Acesol. Sungrow Summit Colombia contará además con la presencia de Gonzalo Feito Cuende, director de la Región Andina, México CA y Colombia en Sungrow Power Supply y de César Saenz, Latam Utility & ESS Manager. Durante la jornada tendrán lugar coloquios y presentaciones enfocadas en las soluciones ESS, destacando el panel “Desafíos de sistemas de almacenamiento de Chile”.

También en el encuentro Sungrow realizará la presentación técnica de las soluciones estrella en inversores solares, como son el inversor en string SG350HX y el revolucionario inversor central modular 1+X.

Dentro de la gira de eventos de Sungrow LATAM, este encuentro en Santiago se convierte en una parada clave en la que poder establecer lazos comerciales y hojas de ruta adecuadas en el camino de la transición energética de Chile hacia el establecimiento de las renovables como fuente principal de producción de electricidad. La gran capacidad de generación de energía solar del país supone una ventaja a la hora de expandir mercados.

El evento de networking incluirá también un almuerzo de bienvenida para sus asistentes, así como un cocktail de despedida y encuentros únicos con los líderes del mercado energético renovable de las regiones latinoamericanas.

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ANES propone la deshidratación solar en alimentos como una oportunidad de negocio con gran valor agregado

De acuerdo a Cruzada Nacional Contra el Hambre, en México se desperdician más de 10 mil toneladas de alimentos al año, que representan el 37% de la producción agropecuaria en el país. El costo de estas pérdidas asciende a más de 100 mil millones de pesos, un grave y elevado costo económico y social para la nación.

Se ha cuantificado que un 75% de pérdidas de alimentos ocurre desde la producción hasta el punto de comercialización, y el otro 25% restante se desaprovecha cuando el alimento pasa de la cadena comercial al consumidor final.

La compañía global líder en servicios profesionales Accenture encuestó en 2019 a 6000 consumidores de 18 a 70 años en 11 países: Estados Unidos, Canadá, Francia, Alemania, Italia, México, Reino Unido, China, India, Indonesia y Japón.

Según el reporte, a nivel mundial, la calidad y el precio son los factores más considerados por los consumidores a la hora de realizar compras, citadas por el 89% y el 84% de los encuestados, respectivamente, en comparación con el 49% que citó consideraciones de salud y seguridad y el 37% que mencionó el impacto ambiental.

Si bien los consumidores siguen enfocados en la calidad y precio, el 83% cree que es importante que las compañías diseñen productos reutilizables o reciclados, el 72% declararon que actualmente compran productos más respetuosos con el medio ambiente que hace cinco años, y el 81% espera comprar más en los próximos cinco años.

Esto demuestra que los hábitos de consumo están evolucionando a un ritmo desafiante, lo que refuerza la necesidad de que las empresas aumenten sus compromisos con practicas comerciales responsables.

En el caso de México, por las oportunidades del nearshoring cada vez llegan más empresas internacionales al país que deben cumplir con los criterios ESG y compromisos de descarbonización.

En este marco y según el informe de la Asociación Nacional de Energía Solar (ANES), estas cifras muestran que existe una oportunidad de mercado para ofrecer productos alimenticios con valor agregado mediante técnicas ecológicas. Entre las más destacas se encuentra el secado de alimentos.

El proceso de secado es el método más antiguo en la conservación de alimentos pero no por ello, menos eficiente. Con el aprovechamiento del sol y la consecuente evaporación del agua en los alimentos se disminuye la posibilidad de que bacterias, levaduras y hongos contaminen los alimentos.

«El objetivo de esta actividad es aprovechar los productos perecederos y consumirlos cuando no estén disponibles por su estacionalidad. Esta práctica contribuye a evitar que en el mundo se continúen desperdiciando una tercera parte de la producción de alimentos, que totaliza alrededor de mil 300 millones de toneladas», explica el reporte de ANES.

Además, destaca que a través de la deshidratación solar mediante calentamiento indirecto por circulación forzada, los frutos conservan sus propiedades como color, aroma y vitaminas cuando son secados. A su vez, al mantener la circulación de aire, se logra una distribución más uniforme del calor, lo que contribuye a un secado más homogéneo de los alimentos.

En comparación con otros métodos de deshidratación, como el secado al sol directo o el secado en horno, la deshidratación solar con calentamiento indirecto puede mantener mejor las características organolépticas y nutricionales de los alimentos.

«Al incorporar técnicas de deshidratación, el mercado puede percibir doble contribución al cuidado de los recursos, por un lado, disminuyendo el desperdicio de alimentos y por otro lado, ahorrando el consumo de combustibles fósiles sustituyendo la fuente de energías por una opción renovable como es el caso de la energía solar», especifica el informe.

Métodos para el secado de alimentos

Existen diferentes herramientas que se pueden utilizar para la deshidratación solar de alimentos con calentamiento indirecto por circulación forzada. Entre los más comunes se encuentran:

Bandejas o estantes de secado: son utilizados para colocar los alimentos en capas y permitir una distribución uniforme del calor y la circulación del aire. Pueden estar fabricados de materiales como acero inoxidable o plástico resistente al calor.

Colectores solares: son dispositivos que captan la radiación solar y la convierten en calor. Estos pueden ser planos o en forma de caja y están diseñados para maximizar la captación de energía solar.

Conductos de aire: sirven para canalizar el flujo de aire caliente generado por los colectores solares hacia las bandejas de secado donde se encuentran los alimentos.

Ventilación forzada: impulsan el aire caliente a través de los conductos y las bandejas de secado. Esto ayuda a mantener una temperatura constante y uniforme alrededor de los alimentos, acelerando el proceso de deshidratación.

Cubiertas o invernaderos: protegen los alimentos durante el proceso de deshidratación, al tiempo que permiten el paso de la radiación solar. Estas estructuras ayudan a mantener una temperatura estable y evitan la contaminación por insectos u otros agentes externos.

Controladores de temperatura: monitorean y regulan la temperatura del aire que circula alrededor de los alimentos. Pueden estar equipados con termostatos y sensores para garantizar que se mantenga una temperatura óptima durante todo el proceso de deshidratación.

 

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«Hay un potencial muy importante en materia de integración energética en torno al Mercosur más Bolivia y Chile»

La Organización Latinoamericana de Energía (OLADE) es uno de los puntos de referencia ineludibles cuando se piensa en los esfuerzos de integración energética de la región. El organismo de cooperación, coordinación y asesoría técnica de carácter público intergubernamental se prepara para celebrar su 50 aniversario en noviembre. Su objetivo fundamental sigue siendo el mismo: fomentar la integración, conservación, racional aprovechamiento, comercialización y defensa de los recursos energéticos de América Latina y el Caribe. Aunque los desafíos del presente son distintos.

En el marco de este aniversario significativo, EconoJournal dialogó con el nuevo Secretario Ejecutivo de la OLADE, Andrés Rebolledo Smitmans, para ahondar en el trabajo del organismo y su mirada sobre los actuales desafíos en materia de integración energética en la región, el financiamiento para la transición energética y los hidrocarburos y la relevancia del gas natural y petróleo en la región.

-La OLADE cumplirá este año su 50 aniversario. ¿Con qué objetivos se creó el organismo?

La creación de OLADE responde a la realidad económica, energética, geopolítica de los años setenta. Básicamente tiene que ver con la crisis de los precios del petróleo y lo que esto significó desde el punto de vista de la seguridad energética para los países de la región, la necesidad de sostener suministros, que acontecía más allá de la América Latina y el Caribe. A partir de ahí un conjunto de líderes y gente de los gobiernos que estuvieron involucrados en aquel entonces decidieron afrontar aquel desafío de manera más coordinada y colectiva, incluso solidaria. Esa fue una agenda muy central durante esa década. Ahora que estamos conmemorando los cincuenta años estamos justamente recopilando antecedentes para un libro que vamos a entregar en nuestra reunión de ministros de noviembre.

-¿Cuáles son los objetivos actuales?

De alguna manera siguen siendo válidos varios de los planteamientos originales, en el sentido de que uno de los aspectos centrales tiene que ver con la cooperación regional y la necesidad de abordar problemáticas, asuntos, desafíos, ámbitos de política pública energética en una forma colectiva, y la OLADE en ese sentido tiene como vocación y misión fundamental apoyar en esa perspectiva. En aquel entonces probablemente tenía más que ver con los temas de seguridad asociada a la crisis petrolera, y hoy día probablemente tiene que ver con abordar los desafíos de los cambios tecnológicos que están aconteciendo de manera intensa y profunda del mundo, pero desde lo conceptual en lo que se refiere a la misión del organismo sigue persistiendo esta vocación nuestra de fomentar la cooperación. También apoyamos, acompañamos a los países en la elaboración, en el diseño, en la implementación, en la evaluación de sus políticas públicas energéticas. Para eso tenemos instrumentos diversos, desde estudios hasta actividades colectivas que se permiten intercambiar conocimientos, la provisión de estadísticas centrales en materia energética, que es hablar de la fuente principal de la región, un gran dispositivo de capacitación para los funcionarios públicos pero también de ámbitos privados y académicos en materia regional. Son instrumentos que permiten desarrollar la visión de avanzar en la integración energética en la región.

-Este año asumiste como secretario ejecutivo del organismo. ¿Cuáles son los ejes centrales de la agenda de la OLADE para los próximos años?

El objetivo importante es impulsar la integración energética. Para nosotros es importante, es parte históricamente de nuestro ADN. En segundo lugar es relevante apoyar a los países en la agenda de innovación y transformación tecnológica, digitalización, inteligencia artificial etcétera y todos los desarrollos tecnológicos de frontera que están aconteciendo en el mundo en materia energética y que en muchos de los cuales son, desde el punto de vista de sus desarrollos, justamente tecnológicos que acontecen fuera de la región. Por lo tanto es importante apoyar a la región en esa discusión de acuerdo a los intereses particulares de nuestros países. Hay una agenda innovadora y de cambios tecnológicos profundos en la que tenemos que avanzar. También es muy importante avanzar en cerrar la brecha de género que existe en el sector de energía. Hay una brecha muy importante y probablemente el sector minero y el sector energético son de los sectores más masculinizados, no solo a nivel directivo sino en general, incluso a nivel de formación profesional y técnica.

¿Por qué es necesaria una mayor integración energética en la región?

En la seguridad energética hay un antecedente importante respecto a la necesidad de avanzar en la integración. No tiene la dimensión de los setenta y mucho menos, pero la coyuntura de los últimos años, de la pos pandemia, de la guerra en Europa, ha provocado que el tema de la seguridad energética se instale de vuelta en la región. Una manera de responder a esto es justamente la integración, porque te permite tener suministros que permitan cubrir momentos de carencia. Eso se ha visto en los últimos años en América Latina en algunos casos en particular, a propósito del intercambio de energía eléctrica en algunos países. Cuando hablamos de seguridad hablamos de seguridad también en lo que se refiere a la integración eléctrica. La integración te permite desarrollar redes eléctricas más robustas desde el punto de vista de su funcionamiento. Desde esa perspectiva también es un aporte a la seguridad. Además desde la perspectiva de lo que viene pasando en la región en el sentido de que hay una masiva incorporación de energías renovables, más integración también es la posibilidad de intercambiar energías renovables por la vía del comercio internacional y no solamente desde el punto de vista de la provisión de esta energía localmente. Una mayor integración también es de alguna manera un aporte al cambio hacia la sostenibilidad dada la transformación de la matriz hacia recursos de energías renovables. Por último, no tiene que ver solamente con integrar redes físicas e infraestructuras sino también con avanzar de manera muy decidida en la armonización regulatoria de distintos ámbitos en el sector energético para conseguir mercados más integrados. Por ejemplo, en materia de electromovilidad, los países requieren tener algún grado de armonización para que los vehículos eléctricos circulen regionalmente, de forma tal de que se pueda pasar de un país a otro sin los problemas vinculados con la recarga del coche. O el desarrollo del hidrógeno verde, para el que se requiere avanzar en una certificación que tenga algún grado de armonización regional. Integración también es avanzar en armonizar regulaciones, eso es muy importante tenerlo en cuenta.

-Participó en la última reunión de ministros de Energía del Mercosur en Buenos Aires. ¿Cómo esta posicionado el Mercosur en materia de integración energética?

En materia de integración en América Latina hay subregiones. La Centroamérica que tiene una gran conectividad eléctrica. Están los países andinos, que tienen más bien conexiones bilaterales. Y un esfuerzo que ha ido avanzando donde nosotros estamos ahí involucrados con el BID trabajando fuertemente en Mercosur más Chile, donde normalmente hay interconexiones eléctricas bilaterales. Pero si miramos los números del consumo total en cada una de estas regiones, el intercambio de electrones respecto al consumo total no es más de dos, tres o cuatro por ciento. Aunque existen estas conexiones sigue siendo bastante pequeño. Sin embargo, en América del Sur, si tú tomas otro elemento que no existe en otros lugares, que es la generación eléctrica conjunta, dada la realidad de las grandes hidro en América del Sur, ahí tú puedes llegar a números que pueden estar incluso por encima del 10 o 15 por ciento. Lo que quiero decirte con esto es que hay una historia, el Mercosur tiene una trayectoria importante que mostrar como consecuencia de esta particular estructura de generación conjunta. Por otra parte, en Mercosur se da una realidad particular muy interesante con respecto al gas natural, nuevamente. Hay países que tienen grandes riquezas, como por ejemplo la Argentina, con todo el desarrollo de Vaca Muerta, y países que no tienen este energético, y que en algunos casos son fronterizos. Por lo tanto pueden avanzar en una mayor integración. Son todos antecedentes desde el punto de vista de la integración, en materia de generación e interconexión eléctrica, y en materia gasífera, que ya hay importantes conexiones, hay incluso infraestructura de caños. Hay que dar un paso hacia un esquema más regional y nosotros como OLADE estamos en esa colaboración conjunta. Pero hay un potencial muy importante en materia de integración energética en torno a Mercosur más Bolivia y Chile.

-¿Cómo la crisis energética internacional afecta los esfuerzos de integración en la región?

Esta crisis tiene explicaciones en algunos casos más estructurales, en otros casos más coyunturales, a propósito de eventos específicos como pueden ser los últimos años de la guerra, el precio del gas natural y otros energéticos en general, el problema de producción de estos propios energéticos, las cadenas de suministro. Se ha ido retomando una senda de cierta normalidad en los últimos meses, diría yo. Pero esta situación generó otras consideraciones que probablemente en un comienzo no estaban en las prioridades principales de los países, dado el fuerte impulso que estaban dando a transformaciones de diferente tipo. Por eso es que nosotros en este punto siempre hablamos de transiciones energéticas, porque también son distintas, tienen ritmos distintos, tienen trayectorias distintas, pero todas se dirigen a encontrar el modelo más sustentable en materia energética. Pero si uno mira el corto plazo, cuando acontecen estas crisis, esas trayectorias probablemente tienen algunas desviaciones porque requieren priorizar la seguridad energética, respecto a los suministros de hidrocarburos en los países que no lo tienen, a lo que se suman fenómenos climáticos muy intensos, que también están teniendo impacto en materia de suministro eléctrico. Desde esa perspectiva, la urgencia se enfoca en resolver ese tipo de asuntos.

-Mencionaste el desafío de los cambios tecnológicos: energías renovables, electromovilidad e hidrógeno. Un tema central de ese desafío es el financiamiento. ¿Cómo puede lograr la región el financiamiento necesario?

El financiamiento es un elemento central y un desafío principal para la transformación energética. Hay estudios que indican que América Latina y el Caribe, en una trayectoria hacia la carboneutralidad en 2050, tan solo hasta el 2030, si uno quiere cumplir los avances en materia de generación de energías renovables para poder alcanzar ese objetivo de neutralidad, requiere un financiamiento para incorporar energías renovables en el entorno de 250.000 a 300.000 millones de dólares. Obviamente esto requiere un esfuerzo importante de varios actores. En primer lugar, desde los propios países. América Latina es en esencia un continente en desarrollo, todavía requerimos abordar otras necesidades sociales y brechas que también requieren de financiamiento. Por lo tanto, la búsqueda de financiamiento para la transformación energética compite frente a otros tipos de necesidades, ese es un dato objetivo. Por otra parte, la banca internacional, la banca de desarrollo de la región, tiene un rol también preponderante para poder justamente concurrir al financiamiento de esta transformación. Pero es un asunto central y que tiene que estar en la órbita no solo de quienes ejercen la política energética sino sobre todo en quienes ejercen la política económica en cada país.

-La producción de hidrocarburos tiene una relevancia importante en muchas economías de América Latina. ¿Cómo puede compatibilizarse esa necesidad económica vinculada con la producción de hidrocarburos con los objetivos de transición energética?

Es una pregunta muy importante porque recoge una realidad de un conjunto de 27 países miembros, que tienen realidades diferentes en términos de su dotación de recursos energéticos y por lo tanto tienen una economía política o una preponderancia desde el punto de vista del impacto que estos recursos energéticos tienen en su economía también de carácter diferente. Efectivamente hay países que tienen trayectorias distintas en lo que se refiere a su transformación y transición energética. Por eso para nosotros es tan importante y hacemos siempre énfasis en que lo que nosotros vemos en la región son transiciones energéticas que tienen características diferentes. Ahora, desde el punto de vista de los hidrocarburos en general, también hay realidades específicas dependiendo si hablamos por ejemplo del gas natural o hablamos de petróleo como otro hidrocarburos también central en esta discusión. En lo que se refiere al gas natural por cierto que tiene emisiones, pero lo que es claro es que probablemente el gas natural acompañará de manera muy necesaria la transición durante una cantidad relevante de años, dada la característica particular en lo que se refiere a generación eléctrica, de dar una seguridad de base a la generación frente a la incorporación de energías variables. También en algunos casos como un recurso energético importante para las industrias de los países. Desde el 2050 y con carbono neutralidad sigue habiendo incluso en ese escenario una proporción importante de gas natural, en torno a 15 o 20 por ciento, según todos los estudios. También en el caso del gas natural hay países que tienen grandes riquezas de gas natural en América Latina y hay otros países que no tienen este recurso, y por lo tanto ahí también hay una complementariedad natural para avanzar a un mercado integrado regional de gas que pudiera significar no sólo avances en integración en materia eléctrica sino también de gas, que es de ganancia desde la oferta y desde la demanda dada la composición de ese recurso en los distintos países. Respecto al petróleo, efectivamente hay una consideración que hay que tomar en cuenta, que ver con el efecto macro, con el efecto fiscal y los recursos que significa la exportación, la regulación, etcétera, y que durante la transición los países tendrán que considerar como un elemento central en sus desafíos económicos. Es importante señalar que nosotros hemos impulsado siempre una lógica de neutralidad tecnológica, desde el punto de vista de cómo vemos que hay que hacerse cargo de estas distintas realidades, entendiendo que hay un proceso de transformación hacia un modelo más sustentable pero hay distintas tecnologías y realidades sobre todo.

-Existe una discusión entre los países desarrollados y emergentes sobre el financiamiento para proyectos de gas y petróleo. Por ejemplo, en Argentina el ministro de Economía viene planteando que organismos multilaterales de crédito como el BID o Banco Mundial no están proporcionando financiamiento para proyectos como gasoductos. ¿Cómo estas viendo esa discusión entre desarrollados y emergentes?

Lo conecto con lo que te he dicho anteriormente, con la relevancia que tienen estos energéticos en la transición, e incluso en un escenario de carbono neutralidad, particularmente en gas natural, donde el rol que juega es relevante, donde va a seguir siendo parte de la matriz energética primaria de nuestro país y de generación eléctrica. De esa perspectiva, va a seguir siendo un sector que va a requerir financiamiento. Nuestros países de América Latina y otros obviamente que van a requerir esos recursos, y creo que serán las decisiones de las corporaciones internacionales, financieras las que decidan esto de acuerdo a sus propias políticas. Pero desde la perspectiva de la demanda y de la realidad, yo me remitiría a lo que te decía anteriormente.

-¿Cómo esta posicionada la región en materia de eficiencia energética?

Esta es una agenda que lamentablemente suele estar un poquito más rezagada que en materia de energías renovables. En materia de eficiencia energética ocurre que hay distintos subsectores en los cuales se puede intervenir, que es diferente del esfuerzo o los instrumentos que se necesitan para hacerlo. En general los países tienen leyes de eficiencia energética, de toda América Latina hay doce países que tienen leyes, y otros que están en discusión. Pero luego requieren operativizar esas leyes, con una agenda mucho más concreta de evaluación y monitoreo, además de sectorizar estos esfuerzos, porque no es lo mismo la eficiencia energética que pueda uno impulsar en los hogares, a la eficiencia energética que puede ser en la industria de grandes hornos, donde se usa no solo fósiles, sino en algunos casos electricidad como fuente energética principal, donde en consecuencia se requieren otro tipo de incentivos. Por lo tanto el «fine tuning» de los instrumentos debe ser distinto. Por lo tanto son medidas diferentes, pero claramente es uno de los vectores importantes porque al final la eficiencia energética es el combustible más limpio de todos, es el combustible que tú terminas ahorrando en la utilización, en la medida que logras consumir menos. Desde OLADE estamos tratando de impulsar un esfuerzo colectivo que nos permita eventualmente llegar a algún tipo de meta regional en eficiencia energética, que los países se comprometan progresivamente a movilizar políticamente acciones para ir alcanzando un objetivo de una meta más regional. Estamos comenzando y empujando un trabajo en ese sentido.

-¿Qué lecciones de tu experiencia como ministro de energía de Chile pensás que sirven para abordar el desafío de la transición energética en la región?

Hay dos o tres consideraciones que uno pudiera tomar en cuenta de la experiencia de Chile respecto a lo que podría aportar a la región y que muchos países en todo caso están trabajando de esa manera. Uno es tratar de concebir que la política energética tiene que quedar instalada en la política de los países como política de Estado. Que pueda persistir la acción de transformación hacia un modelo más sustentable, por ejemplo, más allá de los gobiernos de turno. Esto es bien relevante porque es un sector que requiere decisiones largas en general. Hay muchas áreas de la política en disputa permanente por la lógica misma de la política, obviamente. Pero en el caso de la energía creo que una primera cosa que hay que tratar de instalar es que sea una política de Estado. Un segundo concepto que de alguna manera colabora también con el anterior es que sea una construcción colectiva de los actores que participan en el sector. Del sector privado grande, el pequeño y el mediano, de las comunidades que están en los territorios, de quienes participan en el debate desde el punto de vista de los aspectos técnicos, de todo el mundo asociado a la academia. Eso se hizo en Chile y fue difícil y complejo, pero que se construya con la mayor participación posible es un elemento relevante. En tercer lugar, la regulación es absolutamente crucial y por lo tanto la planificación también es absolutamente crucial. El rol del Estado es clave desde esa perspectiva. En algunos casos incluso productivamente. En otros, como en Chile, fundamentalmente lo que se refiere a la regulación. Por lo tanto la conversación pública como privada es absolutamente central. Y la regulación que termine desarrollando a propósito de esa colaboración debe ser hacia generar sectores más competitivos, que permitan la incorporación de muchos actores de forma tal de desconcentrar los sectores. Un rol más activo del Estado puede significar no necesariamente un obstáculo a la iniciativa privada, sino que todo lo contrario. Puede generar condiciones para desplegar las inversiones eh públicas y privadas.

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, Nicolás Deza

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Proyectos energéticos: Massa y Royón con Gustavo Sáenz

El ministro de Economía, Sergio Massa, mantuvo un encuentro en el Palacio de Hacienda con el Gobernador de Salta, Gustavo Sáenz, con quien trabajó sobre los proyectos de Reversión del Gasoducto Norte y el Gasoducto de los Valles Calchaquíes, que beneficiarán a 35 mil habitantes de las localidades salteñas del Tolombón, Cafayate, Animaná, San Carlos, y las tucumanas de El Tala, El Jardín y San Pedro de Colalao.

Poco antes, Saenz se reunió con la secretaria de Energía, Flavia Royón (ex funcionaria en ésa provincia) para analizar proyectos de inversión para la diversificación de la infraestructura energética salteña.

“Con el gobernador Sáenz trabajamos sobre muchos aspectos que hacen al desarrollo económico de Salta y de la calidad de vida de sus habitantes: tendidos de Media Tensión, incorporación de tecnología renovable en zonas rurales y, por supuesto, las obras y planes de inversión en materia de gas, como la inminente licitación de la Reversión Norte y las posibilidades que se abren para la provincia en el marco del Plan Gas y la consolidación del gas argentino gracias al Gasoducto Presidente Néstor Kirchner”, describió Royón.

Asimismo, se acordó trabajar para incorporar a la provincia de Salta en la ejecución de las políticas de eficiencia energética en hogares vulnerables, que esta semana recibió un apoyo del Banco Mundial a través de la confirmación de un crédito de 400 millones de dólares.

Se trata de un proceso virtuoso donde la implementación de mini redes fotolvoltaicas (PERMER), boyeros solares, luminarias LED y otros equipamientos permite reducir el costo de generación eléctrica en áreas rurales distantes de los puntos de acceso al SADI, favoreciendo tanto el arraigo de los habitantes como el cumplimiento en torno a los acuerdos de descarbonización proyectados al año 2030.

En otro tramo del encuentro se repasó la situación productiva del área Aguaragüe, contemplada como parte de la última ronda del Plan Gas. Cabe recordar que, con el objetivo de conseguir volúmenes adicionales de gas natural que refuercen las inyecciones al sistema de transporte en aquellos puntos donde exista capacidad disponible, se habilitó la presentación de proyectos de Gas Incremental que representan una oportunidad productiva para esa región salteña.

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Las obras de Aña Cuá registran un avance del 30 por ciento

A tres años del comienzo de la construcción de la central hidroeléctrica Aña Cuá, en Yacyretá, las obras “continúan dentro del cronograma previsto, a pesar de los obstáculos que se generaron por la pandemia”, y registran un grado de avance del 30 por ciento del proyecto integral, informó la EBY.

Alrededor de 1.500 trabajadores de Argentina y Paraguay aportan su esfuerzo y conocimiento en la ejecución de los trabajos de la nueva central, que se emplaza en el vertedero Aña Cuá de Yacyretá.

La nueva usina aprovechará el caudal ecológico de 1.500 m3/s de ese vertedero para generar más energía limpia y renovable, sin producir nuevas superficies inundadas ni relocalizar familias.

Una vez finalizadas las obras Aña Cuá aportará 270 MW de potencia instalada
permitiendo incrementar en aproximadamente un 10 % la generación del Complejo
Hidroeléctrico Yacyretá.

Se han removido miles de toneladas de tierra y rocas para el emplazamiento de la nueva Central. Miles de metros cúbicos de hormigón armado van dando forma a la futura casa de máquinas y las instalaciones indispensables para su funcionamiento.

Ya se han recibido en la zona de obra muchos de los componentes electromecánicos que serán instalados para permitir el funcionamiento de las tres turbinas tipo Kaplan que se emplazarán en la central.

Las obras estan integradas por la embocadura y el canal aductor a la central, la casa de máquinas, el canal de fuga y una playa de maniobras e interconexión, con las correspondientes líneas de transmisión hacia Argentina y Paraguay.

La Central contará, además, con una nueva instalación para la transferencia de peces que permitirá la migración de especies desde el curso del Brazo Aña Cuá hacia el embalse Yacyretá continuando al alto Paraná.

Las obras son ejecutadas por el Consorcio Aña Cuá ART integrado por las empresas Astaldi, Rovella Carranza y Tecnoedil, bajo la supervisión de la Gerencia de Obras de Añá Cuá de la Entidad Binacional Yacyretá y las consultoras de inspección.

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Nuevo récord en mayo de la producción de gas en Vaca Muerta. 57,3 MMm3/día

El volumen de gas no convencional producido en la formación Vaca Muerta (NQN) alcanzó en mayo los 57, 3 millones de metros cúbicos diarios, lo que representa un incremento interanual del 10,7 % y un crecimiento del 11,1 % respecto del mes de abril, informó la Secretaría de Energía.

Por otra parte, la producción de petróleo no convencional también registró un crecimiento interanual que significó 26,2 % más que en mayo del año pasado. En mayo 2023 alcanzó la cifra de 295, 9 Mbbl/d, lo que implica además un leve aumento del 0,2 % frente al mes de abril último.

En la actualidad la producción de shale gas de Vaca Muerta representa el 42 % de la producción total de gas en la Argentina, mientras que en el caso del petróleo no convencional alcanza el 46 % del volúmen total país.

Al respecto, la Secretaria Flavia Royón destacó que “hoy Vaca Muerta marca un nuevo récord de producción, gracias a la apuesta del Estado Nacional y a la gestión del ministerio de Economía para hacer desarrollar la infraestructura necesaria, así como también a la inversión privada en oleoductos”.

Royón sostuvo que se desbloqueó el desarrollo de Vaca Muerta gracias a la infraestructura. “Argentina necesita más infraestructura para crecer y esta es la visión del modelo que queremos desarrollar, una apuesta al crecimiento para poder liberar el potencial energético de nuestro país”.

De la mano de la inauguración del primer tramo del Gasoducto Presidente Néstor Kirchner, la actividad en Vaca Muerta sigue marcando nuevos hitos de producción de gas natural en la formación. Los últimos datos consolidados por la Secretaría de Energía confirman que la producción de gas no convencional del mes de mayo de 2023 alcanzó la cifra de 57,3 MMm3/d.

Esto significa un alza del 11,1% con relación al mes anterior, así como una variación positiva del orden del 10, 7 % con relación al mismo mes del año 2022.

“El incremento anotado en los volúmenes de gas y petróleo no convencional, junto con la expansión de la actividad exploratoria en la formación, ratifican el compromiso de todos los actores de la industria de hidrocarburos. Acompañan así el llenado del Gasoducto (Presidente Néstor) Kirchner, una obra que viene a modificar el escenario de la balanza energética de nuestro país al permitir un ahorro de 1.700 millones de dólares en importaciones para 2023, y de 4.000 millones para 2024”, destacó Energía.

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MaquinAR: ¿Cuáles son los objetivos del Marketplace de maquinaria?

La industria de la maquinaria ha experimentado una revolución gracias al marketplace MaquinAr, una plataforma que hace dos años nació combinando innovación, sostenibilidad y transparencia. El sitio web ha surgido como respuesta a la creciente demanda de clientes que buscan renovar sus equipos y desean entregarlos como parte del pago, creando así una economía circular en el sector.

MaquinAr se destaca por ofrecer información completa y transparente sobre los equipos en venta. Los compradores tienen acceso a detalles exhaustivos, como el estado del equipo, su ubicación, fotografías, videos y documentación asociada. Esta información detallada brinda confianza a los compradores, permitiéndoles tomar decisiones informadas, basadas en las necesidades y requisitos específicos de su negocio.

Objetivos

Uno de los objetivos clave de MaquinAr es expandirse a nivel regional y contribuir al desarrollo económico de diferentes áreas. La visión de la plataforma es convertirse en un referente no solo a nivel local, sino también en la región, brindando oportunidades de negocio y conectando a compradores con vendedores en un entorno confiable y eficiente.

Al promover la economía circular y fomentar la reutilización de maquinaria, la compañía se posiciona como un actor importante en el impulso de la sostenibilidad en la industria manufacturera. A través de la plataforma los vendedores pueden vender sus equipos usados para luego adquirir nuevos equipos, reduciendo así la necesidad de fabricación y el impacto ambiental asociado.

La plataforma abarca un amplio espectro de 34 categorías de maquinaria, que van desde equipos industriales de alta tecnología hasta maquinaria vial y agrícola especializada para diversos sectores. Esta diversidad de categorías proporciona a los usuarios una amplia gama de opciones para encontrar la maquinaria adecuada, independientemente de la industria a la que pertenezcan.

Con su enfoque en la transparencia, la diversidad de categorías y la visión de expansión regional, MaquinAr ha logrado una posición destacada en el mercado de maquinaria. Su compromiso con la innovación y la sostenibilidad ha ganado la confianza de compradores y vendedores, impulsando el crecimiento y el éxito continuo de la plataforma.

En estos dos años, MaquinAr se ha convertido en un referente en el mercado de maquinaria al unir la innovación y la sostenibilidad. Para el futuro a corto y mediano plazo, sus desarrolladores proyectan seguir consolidando la presencia de marca en Argentina, seguir expandiéndose en aquellas localidades y rubros donde la economía continúa creciendo, seguir desarrollando la capacitación y la capacidad comercial de sus gestores en el uso de tecnologías que ayuden a simplificar el negocio y continuar promoviendo la transparencia de la empresa.

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, Redaccion EconoJournal

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Caso EDESUR: ¿Hay seguridad jurídica para los estados en el CIADI?

Todo indica que el Gobierno argentino tiene causales claras para la
resolución del contrato de concesión de Edesur y está siendo presionado en año
electoral por distintos sectores políticos de la alianza gubernamental para una
expropiación.

Esta opción podría significar la salvación para la empresa que cuenta en su
historial, una vastísima colección de cortes e incumplimientos de la calidad
del servicio, siempre con gran impacto social, alta exposición mediática e
históricamente un pésimo manejo de la comunicación.

Para justificar la mala calidad del servicio podrá alegarse la insuficiencia
y pesificación de las tarifas, pero ya en el 99, cuando hacía siete años de la
vigencia de la convertibilidad, EDESUR provocó uno de los mayores cortes del
servicio en la historia de la ciudad.

Con la crisis del 2001, el Estado argentino adquirió una vasta experiencia
en materia de litigios internacionales, pero tras la crisis quedó maniatado por
los Tratados Bilaterales de Inversión (TBI) y a la luz de los resultados en el
CIADI conoce el riesgo que significa una irreflexiva expropiación: los laudos
arbitrales del CIADI suelen favorecer al inversor, obviando las “razones de
estado”.

La concesión tiene un plazo de 95 años, de los que apenas transcurrieron 31
y todo indica que la estrategia del “poder concedente” estriba en sumar
denuncias en distintos fueros judiciales y forzar a la empresa ENEL a una
negociación con la participación del estado italiano que tiene el control
mayoritario de la empresa.

El titular del ENRE confirmó la denuncia penal contra las autoridades de
Edesur por defraudación, abandono de persona y entorpecer servicios públicos.

Eludir la instancia arbitral del CIADI parece ser la opción más sensata,
habida cuenta de que los países signatarios de Tratados Bilaterales de
Inversión (TBI) receptores de inversión sólo encuentran inconsistencias e
inseguridad jurídica en ese fuero.

El interés de esta nota es aportar datos y mostrar el esquema general
“sistema” de atracción de inversiones mediante los TBI´s y del sistema de
arbitraje

Antecedentes: privatizaciones, TBI´s y CIADI

La caída del Muro de Berlín y la desintegración de la ex Unión Soviética
supusieron el fin de la Guerra Fría y la casi desaparición del movimiento de
los países no alineados.

Estos sucesos, sumados a la crisis de la deuda externa de los países en
desarrollo durante los años 80, contribuyeron a la puesta en marcha del
denominado Consenso de Washington en 1989.

El Consenso se integró con un conjunto de políticas económicas elaboradas
por instituciones internacionales como el Fondo Monetario Internacional y el
Banco Mundial, entre otras, y promovidas por diversos actores, con la
participación estelar del Departamento de Estado de EE.UU.

Dichas políticas incluían: disciplina fiscal (reducir los déficits fiscales
a través de la limitación del gasto público) y la implementación de políticas
de austeridad; reforma tributaria; liberalización de la economía con
eliminación de barreras comerciales; tipo de cambio competitivo; liberalización
financiera y privatizaciones y la protección de los derechos de propiedad para mejorar
la eficiencia y la inversión en los sectores económicos.

Como parte de la estrategia para atraer inversiones extranjeras directas
(IED) el gobierno de Menem firmó una serie de TBI´s con Estados Unidos y varios
países europeos.

Según se argumentó, estos tratados otorgaron, en palabras de Hans Kelsen “una
ilusoria seguridad jurídica
” a la inversión extranjera en Argentina.

Con Carlos Menem a la cabeza, la Argentina se convirtió en el mejor alumno
del Consenso llevando a cabo las recetas impuestas con privatizaciones masivas
en sectores clave de la economía.

En este marco durante los 90, se privatizaron alrededor de 200 empresas,
incluyendo servicios públicos, telecomunicaciones, bancos, empresas
energéticas, empresas de transporte y otras empresas estatales varias. Entre
las más grandes, privatizadas durante ese período, se incluyeron Aerolíneas
Argentinas, YPF, Entel, Gas del Estado, y el Banco Nacional de Desarrollo.

Además de la controversia en torno a la privatización, muchos críticos
argumentaron que las empresas se vendieron por debajo de su valor real y que
hubo una disminución de la calidad de los servicios públicos después de la
privatización.

Buena parte de los usuarios de Edesur sin dudas podrán dar cuenta de este
aserto.

La mejor garantía de seguridad a los inversores fue el régimen de libertad
cambiaria y la convertibilidad de los pesos en dólares. Pero el régimen de
convertibilidad dio un duro golpe al aparato productivo, las exportaciones
argentinas se tornaron poco competitivas y los productos de manufactura
importada inundaron el mercado, provocando –como ocurriera en la década del 70–
la quiebra de amplios sectores de la industria argentina. En el 2001, tras diez
años de convertibilidad, la economía del país se había derrumbado.

El PIB cayó de US$ 330 mil millones a US$ 97 mil millones en 2002, más del
50% de la población se encontraba bajo la línea de pobreza, la industria tenia
una altísima capacidad ociosa y la sociedad se movilizaba en las calles.

Finalmente, en 2001 el gobierno de Eduardo Duhalde declaró la cesación de
pagos y la salida de la convertibilidad, con una deuda externa que superaba los
US$ 130.000 millones, compuesta en buena parte por bonos bajo legislación de
ocho jurisdicciones diferentes.

Los tratados y el arbitraje

Los TBI´s son un tipo de tratado firmado entre Estados soberanos con el sólo
fin de proteger tanto a personas físicas como jurídicas. A través de ellos, los
inversores pueden solicitar la aplicación de normas de derecho internacional
público para proteger sus capitales: el agente privado se transforma así en un
sujeto de derecho internacional –como si fuera un estado– y puede negociar de
igual a igual con cualquier gobierno.

Si el objetivo de estos tratados era alentar la inversión extranjera dándole
protección frente a los riesgos políticos, jurídicos o regulatorios, resulta
contradictorio que países no confiables otorguen seguridad extra a los
inversores de países desarrollados. Máxime, cuando los problemas de los países
receptores de las inversiones tienen origen en su mayoría, en las políticas y
del sistema económico-financiero de los países devenidos en promitentes
inversores

Características

Los tratados suscritos en los años noventa son todos muy similares entre sí
y podrían considerarse como “contratos de adhesión”, ya que no fueron el
producto de una negocia ción entre los países signatarios, sino que cada estado
“inversor” tenía un modelo único de TBI creado para sustentar promesas de
inversión, aprovechando las necesidades de los estados en vías de desarrollo.

La mayoría de los tratados bilaterales de inversión contienen las mismas
cláusulas de pro tección para los inversores y las más relevantes a los efectos
de comprender cada uno de los casos particulares:

Cláusula de prórroga de jurisdicción y competencia: es la
clave que permite al inversor sus traerse a los tribunales locales y someter
cualquier disputa ante un tribunal de arbitraje internacional, es decir el
estado no puede esgrimir su derecho interno para incumplir una obligación
internacional.

La principal crítica a esta cláusula radica en que se afecta la soberanía y
que los arbitrajes no siempre ofrecen un laudo justo y/o equitativo al limitar
la capacidad de los Estados de velar por en el interés público.

Cláusula de la nación más favorecida: si a un país se le otorga algún
beneficio legal para atraerlo, el mismo se aplica automáticamente a todos los
Estados firmantes de tratados que lo hayan hecho con anterioridad a este Estado
favorecido de forma extra.

Cláusulas paraguas: El incumplimiento del contrato por parte
del Estado receptor de la inversión podría significar el incumplimiento del
TBI, lo que generaría una eventual responsabilidad internacional.

Hay otras cláusulas pero éstas son las más relevantes y como podemos ver
están diseñadas para compensar cualquier tipo de pérdida sufrida por el
inversor en el país receptor del capital eliminando cualquier vestigio de
soberanía.

La vigencia de los TBIs suele ser de diez años, prorrogables automáticamente
y la renuncia al tratado mantiene una ultraactividad por diez años. Cabe
destacar que dentro del sistema jurídico argentino, y desde la reforma constitucional de
1994, las normas de este tipo de tratados no tienen jerarquía constitucional
aunque son superiores a las leyes locales.

¿Qué relación hay entre los TBI y el CIADI? El CIADI es la institución
creada en el ámbito del Banco Mundial con el objetivo resolver diferendos y
conciliar o laudar entre inversores internacionales y los estados receptores de
la inversión en el marco de los TBI.

Fue creado el 18 de marzo de 1965 mediante el Convenio sobre Arreglo de
Diferencias Relativas a Inversiones del Banco Mundial (también conocido como
Convenio de Washington), pero cobró relevancia en los 90, con las directrices
del Consenso de Washington, la liberalización de la economía y los movimientos
de capitales privados hacia los países en desarrollo. No es mera coincidencia
que en esa época fueran firmados la mayoría de los tratados bilaterales de
inversión, cediendo jurisdicción en caso de litigio al CIADI.

Un detalle importante: el Estado no puede recurrir al CIADI por
incumplimientos del inversor, lo que podría complicar la gestión gubernamental.

Es decir que ante incumplimientos en la prestación del servicio como el caso
de Edesur la vía del arbitraje internacional se encuentra ocluida.

Argentina y los juicios Durante los 90, el Gobierno argentino firmó 58
tratados bilaterales de inversión, todos con cláusula de arbitraje en
jurisdicción del CIADI. Otros países latinoamericanos suscribieron TBIs durante
los años noventa: Bolivia firmó 16, Ecuador 18, Venezuela 22, Chile 48, Perú 28
y México 15. Brasil nunca ratificó ninguno.

Por su parte, los Estados Unidos establecieron en su Trade Promotion Act de
2002 que “la supremacía de la ley interna en todo lo relativo a las
inversiones extranjeras y garantiza que los inversores extranjeros no tendrán
mayores derechos que los que gozan los inversores locales”
.

A pesar de ello EE.UU. es el país que que aporta un mayor número de árbitros
(308), conciliadores y miembros de comités ad hoc nombrados en en virtud del
Convenio del CIADI y el Reglamento del Mecanismo Complementario.

Actualmente el CIADI registra novecientos cuarenta y dos casos interpuestos
por inversores privados y doscientos ochenta y siete son contra países de
América latina.

La Argentina tiene 56 casos planteados, seis de los cuales están aún
pendientes de resolución. Veinticuatro corresponden al sector energético.

Incentivo a las inversiones

Si consideramos los datos de Brasil, un estado que no ha firmado el Convenio
CIADI ni ha rubricado Tratados Bilaterales de Inversión, podemos apreciar un
notable incremento en su capacidad de atraer IED durante el mismo período.

De un promedio anual de US$ 16.667 millones entre 1993 y 2000, Brasil
aumentó su capacidad de atraer IED a un promedio de US$ 31.137 millones por año
durante el período 2001-2010, y alcanzó una media anual de US$ 69.583 millones
durante la etapa de 2011-2020.

Esto representa un aumento del 87% en la primera etapa y del 317% en la
segunda, en comparación con los años 1993-2000.

Estas cifras superan con creces las obtenidas en Argentina, donde la IED
alcanzó una suma histórica de US$ 23.987 millones en 1999 para luego caer
abruptamente a US$ 2.166 millones en 2001, sin lograr recuperarse durante toda
la década.

Este hecho tuvo consecuencias negativas para nuestro país, ya que se puede
demostrar una correlación inversa entre los laudos dictados en contra de
Argentina por el CIADI y su capacidad para atraer IED durante el período
2001-2020.

Existen múltiples factores incidentes, sin embargo, lo que se ha observa
claramente es que en el período 1993-2000, cuando Argentina representaba el 15%
del flujo total de IED en la región, la participación disminuyó marcadamente,
llegando a representar sólo el 5% en el período 2001-2020.

De ser el segundo mayor receptor de IED, después de México, en el período
1993-2000, Argentina descendió al quinto lugar en el período 2001-2010.

Durante ese mismo período, nuestro país se convirtió en el “gran demandado”
ante el organismo, lo cual ha tenido un impacto significativo en nuestra
economía. Por otra parte, en los últimos años, el Estado ha abonado cerca de
US$ 17.000 millones para cumplir fallos adversos dictados por cortes
internacionales. En el CIADI la Argentina ha pagado sentencias por US$ 855
millones.

Por la expropiación de YPF se desembolsaron US$ 6.150 millones y por los
fallos relacionados con los juicios por la deuda en default y no reestructurada
unos US$ 9.300 millones.

A esto hay que sumarle US$ 240 en sentencias dictadas por la Unicatral
(United Nations Commission On International Trade Law).

Más del 90% de estas sentencias fueron abonadas emitiendo deuda denominada
en dólares.

Por YPF, se emitieron Bonar X por US$ 800 millones, Discount 33 por US$
1.250 millones, Boden 2015 por US$ 400 millones, Bonar 2024 por US$ 3.550
millones y una Letra del Tesoro por US$ 150 millones.

Por los holdouts, se colocaron cuatro nuevos bonos por US$ 16.000 millones,
de los cuales se utilizaron US$ 9.300 para pagar en efectivo. Lo mismo ocurrió
con sentencias menores originadas en el Ciadi y en la Uncitral.

Argentina como principal demandado en el CIADI

La salida de la convertibilidad se materializó a través de la Ley 25.561 de
emergencia pública y de reforma del régimen cambiario. Esta ley supuso la
entrada en vigencia de dos cambios fundamentales: el fin del régimen de
convertibilidad -un peso, un dólar- y dispuso que los precios y tarifas
resultantes de dichos contratos se fijarían en pesos argentinos. También impuso
una una reestructuración de los contratos tanto priva- dos como públicos
pactados en moneda extranjera bajo la ley argentina.

Al momento de la sanción de la ley 25.561 el tipo de cambio rondaba los se
necesitaban tres pesos argentinos para comprar un dólar.

La nueva ley puso en tensión al sistema económico que tenía una altísima
tasa de desocupación, industrias con capacidad ociosa y conflictos internos por
la dolarización y pérdida de los depósitos en dólares de los ahorristas.

En paralelo los tenedores de acciones de empresas argentinas, corrieron al
CIADI que llegó a tramitar 58 casos casos con pedidos de compensación económica
por más de US$ 50.000 millones, amparados en las cláusulas de protección de los
TBIs.

Críticas a los fallos del CIADI

A la luz de los resultados el CIADI ha quedado demostrado una enorme
inconsistencia jurídica: no es posible que distintos árbitros manifiesten
interpretaciones disímiles sobre los mismos hechos; justamente, cuando en el
ámbito del CIADI se pretende seguridad jurídica para las partes, no se reconoce
la propia jurisprudencia del organismo.

Una de las principales defensas esgrimida por el cuerpo de abogados del
Estado argentino finca en el Artículo 11 del Tratado Bilateral de Inversión
firmado entre Argentina y Estados Unidos que señala: “el presente Tratado
no impedirá la aplicación por cualquiera de las Partes de las medidas
necesarias para el mantenimiento del orden público, el cumplimiento de sus
obligaciones con respecto al mantenimiento o restauración de la paz o seguridad
internacionales, o la protección de sus intereses esenciales de seguridad”.

Casi todos los reclamos tuvieron los mismo hechos com causa fuente, por lo
que los argumentos de la defensa argentina son similares: el “estado de
necesidad”
que obligó a medidas de emergencia forzadas e inevitables con
afectación a todos por igual a todos los inversores sin distinguir su
nacionalidad.

El “estado de necesidad” se refiere a una situación en la que un Estado se
enfrenta a una amenaza inminente y grave a su seguridad o supervivencia, y no
tiene otra opción razonable para protegerse que infringir el derecho
internacional.

Varios tribunales del CIADI rechazaron la relevancia del argumento y la
situación de emergencia en la que se encontraba la Argentina luego de la
crisis; otros reconocieron la situación pero obligaron a pagar y otros
admitieron la procedencia del argumento argentino.

En el caso “Caso CMS c/ Argentina” el tribunal dijo que reconoce como
válidos los argumentos de la defensa de Argentina y que la invocación del
“estado de necesidad” puede excluir la ilicitud de un acto, pero no excluye el
deber de indemnizar al titular del derecho que debió sacrificarse.

Por su parte en el caso LG&E c/ Argentina el tribunal dijo que “… los
intereses esenciales de seguridad de Argentina estaban amenazados… La
existencia misma del Estado argentino, su sobrevivencia económica y política,
las posibilidades de mantener operativos sus servicios esenciales y la
preservación de su paz interna estuvieron en peligro.” Y que “no hay
evidencia contundente de que Argentina haya contribuido a crear la situación de
crisis que dio lugar al estado de necesidad.” Y remata: “un paquete de medidas
para la recuperación económica resultó la única manera de
resolver la inminente crisis…” “…la evidencia presentada demuestra que
una solución general fue necesaria, y la regulación de las tarifas de los
servicios públicos tenía que incluirse en ellas.

Tampoco puede decirse que los derechos de ningún otro Estado se vieran
seriamente afectados por las medidas tomadas durante la crisis.”

Pero en el Caso Enron c/ Argentina: el tribunal sostuvo que “Sea como
fuere… aún existe la necesidad de tomar en consideración los intereses de las
entidades privadas que son los beneficiarios últimos de esas obligaciones… El
interés esencial de las Demandantes ciertamente se vería gravemente afectado
por la aplicación del Artículo XI o el estado de necesidad en este caso”.

Por el contrario, en el caso “Sempra c/ Argentina” el tribunal dijo que
“tiene duda acerca de que hubo una crisis grave, y que dentro de ese contexto
era poco probable que los negocios pudieran haber seguido como siempre. Sin embargo,
el argumento de que dicha situación comprometió la existencia misma del Estado
y su independencia, y que por ellos calificó como una situación que afectaba un
interés esencial del Estado, no es convincente.

Las cuestiones de orden público y malestar social podrían
haberse controlado, como de hecho lo fueron, tal como se manejaron los aspectos
relativos a la estabilización política de conformidad con las disposiciones
constitucionales en vigor”. “Lo anterior significa que en alguna medida ha
habido una contribución considerable del Estado a la situación
que dio lugar al estado de necesidad y que, por consiguiente,
no puede argumentarse que todo el peso recae en factores
externos. Esta situación no fue obra de un gobierno en particular, dado que
se trataba de un problema cuyos efectos se acumularon durante una década.
De todas formas, el Estado debe responder por ello en su
conjunto”.

En el Caso BG c/ Argentina el tribunal dijo que se excluye una defensa
basada en el estado de necesidad “cuando la obligación internacional en
cuestión excluye explícita o implícitamente la invocación del estado de
necesidad”.

En el Caso Continental Casualty Company c/Argentina el tribunal dijo que “El
diseño de las Medidas fue suficiente para abordar la crisis y se aplicaron de
manera razonable y proporcional… observamos que las Medidas pertinentes se limitaron
básicamente a los aspectos económicos y financieros de la crisis económica. No
interfirieron de otra manera con el desarrollo ordinario de la actividad
comercial privada; no involucraron la (re) nacionalización de las empresas
privadas, ni interfirieron de otro modo con los contratos privados, incluidas
las compañías de seguros (ni la Demandante reclama respecto de ninguna de
dichas medidas).

Ninguna de las Medidas impugnadas hacía la diferencia entre, por un lado,
ciudadanos o empresas de Argentina y, por el otro, empresas extranjeras o de
propiedad extranjera y empresarios extranjeros, fueran éstos inversores o no.
CNA fue, en todos los aspectos, tratada como cualquier otra compañía (de seguros)
argentina.

Como puede apreciarse, sobre los mismos hechos diferentes interpretaciones
¿Aportan seguridad jurídica los tribunales del CIADI?

Conflicto de intereses

En el caso Aguas del Aconquija y Vivendi, los abogados de la Argenti-na
denunciaron que uno de los árbitros -Gabrielle Kaufmann-Kohler- era directora
del Banco UBS, accionista mayoritario de Vivendi y a pesar de que se solicitó
la anulación del laudo argumentando que el tribunal no había sido debidamente
constituido, pero el comité que resolvió el asunto decidió que el conflicto de
intereses denunciado no era relevante.

Incluso un mismo árbitro Albert Jan Van Den Berg, fue parte del tribunal del
caso de LG&E y también de Enron y en los dos casos se resolvió de forma
totalmente diferente, cuando las causales fueron las mismas.

Se demostró en varias oportunidades que existía un claro conflicto de intereses
entre los árbitros, pero éstos no pudieron ser recusados porque la Convención
del CIADI no prevé reglas claras sobre el asunto.

Arreglos

Además de las defensas en el CIADI, la estrategia del gobierno argentino fue
negociar directamente con los inversionistas perjudicados. Así fue como varios
retiraron sus demandas ante el CIADI luego de obtener algún tipo de compensación
por parte del Estado.

Realizando un balance general, la suma original reclamada al Estado en el
CIADI de aproximadamente 50 mil millones de dólares, el país ha evitado pagar
33 mil millones, debido a los casos ganados y a los desistidos por los
demandantes.

Renuncias

Algunos países signatarios han optado por renunciar a los TBI en los últimos
años debido al impacto en la soberanía y la capacidad de los gobiernos para
regular las inversiones en áreas como la salud, el medio ambiente y los
derechos laborales.

En 2018, Sudáfrica anunció que no renovaría sus TBIs existentes y que adoptaría
una nueva ley de inversiones que le permitiría controlar mejor las inversiones
extranjeras.

Ecuador: En 2017, Ecuador anunció que rescindiría todos sus TBIs existentes,
citando preocupaciones sobre la capacidad de los inversores extranjeros para
demandar al gobierno en tribunales internacionales.

India: En 2016, India anunció que renegociaría todos sus TBIs existentes para
incluir disposiciones más equilibradas y para proteger mejor sus intereses
nacionales.

Indonesia: En 2014, Indonesia anunció que revisaría todos sus TBIs existentes
y que no renovaría aquellos que no estuvieran en línea con sus intereses
nacionales.

Bolivia: En 2012, Bolivia anunció que renunciaría a todos sus TBIs existentes,
citando preocupaciones sobre la protección de los intereses nacionales y la
soberanía del país. Es importante destacar que renunciar a los TBIs no
significa que los países rechacen la inversión extranjera.

En cambio, estos países están buscando proteger sus intereses nacionales y
garantizar que las inversiones extranjeras no tengan un impacto negativo en sus
economías y sociedades. Por su parte Brasil no ha ratificado ningún TBI,
citando preocupaciones sobre la capacidad de los inversores extranjeros para
demandar al gobierno en tribunales internacionales y la necesidad de proteger
los intereses nacionales.

Doctrina del Supremo

Para el presidente de la Suprema Corte de Justicia, Horacio Rosatti, el tema
del CIADI es una cuestión técnico-jurídica, pero también política que involucra
al Estado en su conjunto. “Es imprescindible generar un estado de conciencia
en los ámbitos académicos, políticos y periodísticos para poner de manifiesto
las anomalías de este régimen que está colapsado para atender el caso argentino”
afirmó en un reportaje de larga data, cuando aún era Procurador del Tesoro
de la Nación.

En ese mismo reportaje dijo que “El arbitraje internacional en materia
comercial está en crisis y debe reformularse íntegramente cuando se encuentra
involucrado un Estado soberano. Ésta es la lección que deja el caso argentino
en el CIADI. Dependerá de la calidad de los sectores involucrados formular una autocrítica
y corregir los errores a futuro”.

Respecto de las cuestiones que afectan la soberanía, Rosatti había señalado
que “Tradicionalmente la lógica de la apertura o de la prórroga de la
jurisdicción nacional hacia tribunales internacionales o extranjeros estuvo
ligada en la Argentina a la posibilidad de ejercer, ya sea antes o después pero
en cualquier caso en algún momento, el control judicial por parte de tribunales
nacionales”.

Pero cierta interpretación del sistema de Tratados Bilaterales de Inversión
realizado por los árbitros del régimen CIADI no permite cumplir con ese
control.

“Lo que creemos es que la imposibilidad de control judicial local de
inconstitucionalidad no es para el país una cuestión procesal sino sustancial,
porque se traduce en una inhibitoria para ponderar la vigencia de los
principios de derecho público que condicionan la validez de los tratados
internacionales de comercio.” “El inversor extranjero siempre hace cálculos y luego
decide. Mientras el balance del cálculo tenga saldo favorable los inversores
extranjeros van a seguir, porque ésa es su lógica”. Remató el actual presidente
de la Corte Suprema de la Nación.

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Universitarios de todo el país debaten en Diputados

La Cámara de Diputados de la Nación realizó hoy la apertura del Programa de formación académico-legislativa “Cambio de Roles”, organizado por el Instituto de Estudios Estratégicos y de Relaciones Internacionales (IEERI) y el Círculo de Legisladores de la Nación Argentina (CLNA), pertenecientes al Congreso Nacional.

Durante la jornada, los estudiantes debatieron en comisiones del edificio Anexo A del Congreso, en cuatro Comisiones establecidas para el debate sobre salud digital. Las Comisiones fueron las de Acción Social y Salud Pública; Legislación General; Ciencia, Tecnología e innovación Productiva; y Asuntos Constitucionales.

En esta ocasión, participaron las universidades nacionales de Entre Ríos, Tucumán, Comahue, Lanús, Buenos Aires, Morón; las universidades privadas Católica de Córdoba; del Salvador; Metropolitana de la Educación y el Trabajo; Abierta Interamericana y; las regionales, Nacional de Chile y del Pacífico (Perú).

#Congreso Más de 250 estudiantes de distintas universidades participan del debate sobre salud digital que se realiza hoy en comisiones y, mañana, en el recinto de @DiputadosAR pic.twitter.com/uvcEb8cMRl

— 24con (@24conurbano) June 30, 2023

El programa “Cambio de Roles” es una actividad formativa creada por el Instituto de Estudios Estratégicos y de Relaciones Internacionales (IEERI), el Círculo de Legisladores de la Nación Argentina (CLNA), el Senado y la Cámara de Diputados de la Nación para compartir con la sociedad y con los jóvenes en particular, la experiencia del ámbito legislativo, la formación y capacitación, para transformarse en un futuro, en protagonistas de la nueva dirigencia nacional.

En esta oportunidad, se lleva adelante la 8va edición con alumnos de distintas universidades que toman el rol de un Legislador. En dos jornadas analizan y debaten proyectos sobre la base de un anteproyecto enviado previamente y una temática definida. Participan prestigiosas universidades argentinas, tanto públicas como privadas. Legisladores en actividad y con mandato cumplido, Autoridades del Honorable Congreso de la Nación, del Círculo de Legisladores de la Nación y del Instituto de Estudios Estratégicos y de Relaciones Internacionales (IEERI).

También Embajadores y Diplomáticos de las misiones acreditadas en nuestro país, autoridades nacionales e internacionales, representantes de la Cámara de Diputados y Senadores de la Nación Argentina y autoridades universitarias.

Por último, durante la jornada del viernes 30 la actividad se realizará en el Recinto de la H. Cámara de Diputados donde se hará el acto de apertura de sesión a las 11 horas. El mismo contará con la presencia del Representante del BID en Argentina, Ing. Agustín Aguerre, quien junto al Banco han sido coorganizadores de la presente edición. También asistirán funcionarios del Banco de Desarrollo para América Latina (CAF), Representantes de la Organización Panamericana de la Salud y de otros organismos internacionales que acompañaron el desarrollo del programa.

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Offshore: plan Fénix inició operaciones para instalar ductos submarinos

Total Austral dio comienzo a la campaña offshore del proyecto gasífero para el tendido de los ductos de 35 kilómetros, en cercanías a la plataforma de Vega Pléyade en Tierra del Fuego. La plataforma se construye en Italia. El proyecto gasífero Fénix es parte de la concesión Cuenca Marina Austral-1se encuentra a 60 kilómetros de la costa en el sur del Mar Argentino. A partir de su entrada en operaciones a comienzos de 2025 entregará unos 10 millones de m3 diarios de gas. El proyecto gasífero Fénix es parte de la concesión Cuenca Marina Austral-1 (CMA-1) y se encuentra a […]

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CGC y YPF están trabajando juntos para explotar el esquisto de Palermo Aike

Antes de fin de año, Compania General de Combustibles (CGC) e YPF planean perforar, al 50 por ciento cada una, un pozo piloto horizontal para extraer hidrocarburos del área Cañadón Deus de la formación geológica Palermo Aike en Cuenca Austral, Santa Cruz, que contiene petróleo no convencional. y reservas de gas. Esto está de acuerdo con un acuerdo que las dos empresas firmaron en mayo del año pasado y contempla la finalización de un sitio comparable en el área de Paso Fuhr en 2024. CGC realizó estudios en esta formación a partir de 2017, y para 2021 habían perforado la […]

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Energía dio precisiones y alcances de la inversión de US$ 400 millones en acceso a energía renovables

Las estimaciones del proyecto implican un beneficio en forma directa para 200.370 personas de comunidades dispersas. La Secretaría de Energía dio a conocer hoy precisiones y alcances del proyecto Energía Limpia para Hogares y Comunidades Vulnerables que, con una inversión de US$ 400 millones provenientes de un préstamo del Banco Mundial, incrementará el acceso y su consumo eficiente en estos sectores. “Mediante la inserción de tecnología renovable y de consumo eficiente, se logrará una reducción del costo de generación para las áreas rurales que se vean desfavorecidas por su distancia respecto a los puntos de acceso al Sistema Argentino de […]

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Las 10 frases más destacadas de Larreta al presentar “La revolución del trabajo”

Los precandidatos de la oposición presentaron sus propuestas laborales. Los precandidatos presidenciales Horacio Rodríguez Larreta y Gerardo Morales presentaron este jueves en la empresa Tipoití de la capital correntina sus propuestas laborales de cara a las elecciones Primarias, Abiertas, Simultáneas y Obligatorias (Paso) de agosto. En el lugar Larreta destacó el trabajo de la fabrica y mencionó: ” Esto es la Argentina que queremos, un lugar con tecnología de punta y una gran mano de obra con más de 700 trabajadores”. “La Tipoití es un ejemplo de lo que hay que ir mejorando, empresas como esta que pudieron sortear las […]

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No todo el gas llega desde Vaca Muerta

La Secretaría de Energía adjudicó volúmenes adicionales de gas a las empresas Wintershall Dea Argentina, Total Austral, y Pan American Sur como parte del Plan Gas. La Secretaría de Energía adjudicó volúmenes de gas incremental a tres empresas como parte de la licitación de la ronda 5.2 del Plan Gas.Ar lanzada en noviembre pasado. A través de la Resolución 543/2023 publicada este miércoles en el Boletín Oficial, el área energética aprobó los modelos de contrato con Energía Argentina (ex Enarsa) y Cammesa; y adjudicó los volúmenes de gas a las empresas Wintershall Dea Argentina, Total Austral, y Pan American Sur. […]

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Grupos chinos y rusos firman contratos para explotar el litio boliviano

Según el Ministro de Hidrocarburos y Energía, anualmente se producirían al menos 50.000 toneladas de carbonato de litio. Yacimientos de Litio Bolivianos (YLB), empresa estatal  dedicada a impulsar la industria del litio en ese país, firmó hoy acuerdos para establecer dos complejos industriales para la producción de carbonato de litio que requerirán una inversión conjunta de $1.400 millones con Uranium One Group de Rusia y Citic Guoan de China. Según el Ministerio de Hidrocarburos y Energía, se prevé que ambas plantas sean capaces de producir al menos 50.000 toneladas anuales de carbonato de litio. Las empresas realizarán los trabajos necesarios […]

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La cuarta etapa de revestimiento del gasoducto Néstor Kirchner ya está completa

Es el tranvía que va desde el kilómetro 89 hasta el kilómetro 145. La inauguración total está prevista para el 9 de julio. La cuarta etapa de la construcción del gasoducto Néstor Kirchner concluirá esta noche. Está previsto que la construcción del oleoducto finalice el 8 de julio y se inaugure oficialmente al día siguiente. El tranvía cargado hoy recorrerá del kilómetro 89 al kilómetro 145, y posteriormente habrá dos fases más: del kilómetro 145 al kilómetro 285 y del kilómetro 285 al kilómetro 570. Este tipo de operaciones de gasoductos suelen implicar este proceso de llenado por tranvías. Al […]

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Las compañías de petróleo y gas avanzaron muy poco hacia los objetivos de París

Según la multinacional sin fines de lucro CDP, las principales compañías de petróleo y gas han avanzado muy poco en separarse de los hidracarburos y acercarse a los objetivos del acuerdo climático de París de 2015. Según los científicos, para mantener el calentamiento global por debajo de los 2 grados centígrados por encima de los niveles preindustriales para el año 2030, el mundo debe reducir sus emisiones de gases de efecto invernadero a una tasa promedio anual de alrededor del 43 % con respecto a sus niveles en 2019. De lo contrario, hará imposible que el mundo alcance el objetivo […]

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La transición política argentina y Vaca Muerta

Un escenario previo a las elecciones que elegirán un nuevo gobierno incluye proyectos que están casi terminados, otros que están en etapa de planificación y temas normativos que se están discutiendo activamente. La nación se encuentra actualmente en un período decisivo que conducirá al establecimiento de una nueva administración a finales de año. La sección final de la actual administración muestra una etapa con obras que significan la expansión de la producción. Al mismo tiempo, hay discusiones normativas en curso y proyectos de infraestructura política que serán manejados por el próximo ciclo electoral.

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La reserva de hidrocarburos que todos los países codifican pero nadie puede alcanzar

Y un español fue el primero en darse cuenta. Ni Rusia, ni Arabia Saudita, ni Venezuela, ni Texas, ni ninguna de esas cosas juntas. Según Xataka, ninguno de los países tiene la mayor reserva de hidrocarburos, y sus niveles de producción no se acercan ni de lejos a la cantidad que se encuentra en Titán, la luna de Saturno. A pesar de que sus dinámicas se parecen mucho, la atmósfera de Titán es 7,3 veces más densa que la terrestre. Además, este es el único objeto rocoso del sistema solar con importantes extensiones de líquido en su superficie. Además, y […]

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AmCham y el IAPG buscan articulación público-privada en el sector hidrocarburífero

En el marco del programa de Energía de la Cámara de Comercio de
los Estados Unidos en Argentina (AmCham) se realizó, en conjunto con el Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG), una nueva edición del viaje de articulación público-privado con funcionarios y compañías que operan en Argentina.

El viaje se dio en el marco del compromiso que mantiene la Cámara por fortalecer la discusión sobre las oportunidades del sector energético en el país y su potencial desarrollo en los próximos años, a través de la información y el conocimiento compartido en las distintas actividades, por ejemplo, sobre cómo impulsar su matriz y promover diversas mejoras en la eficiencia energética, fomentando el desarrollo de las distintas fuentes de energía.

El recorrido comenzó el lunes 26 de junio en la Cámara de Comercio de Estados Unidos en Washington en donde el IAPG expuso sobre la potencialidad argentina en torno al desarrollo del petróleo y el gas, y las empresas participantes presentaron la industria en el país e hicieron un análisis sobre la situación actual del sector, el marco regulatorio existente y sus desafíos a futuro. La jornada culminó en la Embajada Argentina en donde la comitiva fue recibida por Juan Cortelletti, jefe de la Sección Económica y Comercial,
y otros funcionarios.

Las actividades continuaron el martes 27 en el Departamento de Estado, donde se conversó sobre las oportunidades de inversión y exploración en Argentina a través de las formas de fomento de la inversión y la colaboración en el sector energético, incluido el desarrollo de nuevas reservas de petróleo y gas; los marcos y políticas regulatorias con los regímenes jurídicos y fiscales; las normativas medioambientales; las normas de seguridad y políticas comerciales que repercuten en las operaciones del sector, tanto a nivel nacional como internacional. Temas sobre los cuáles Estados Unidos tiene amplia experiencia y que sirven para replicar o analizar para el crecimiento local.

También se abordaron cuestiones como la diversificación energética poniendo énfasis en las formas de mejora de las fuentes de energía y las rutas de suministro, teniendo en cuenta los debates sobre el desarrollo de infraestructura, exportaciones de gas natural licuado (GNL), interconexiones y asociaciones estratégicas para garantizar un suministro energético estable y fiable en donde Argentina podría desarrollar todo su potencial.

El recorrido de ese día terminó en un encuentro con funcionarios del Departamento de Energía, cuya misión es manejar de manera más eficiente la producción de energía y mantener el sistema de energía de forma sostenible.

El miércoles 28, ya en Houston, Texas, la comitiva participó de una recorrida por el Baker Institute for Public Policy en donde se expuso sobre las elecciones presidenciales y legislativas de 2024 en los Estados Unidos, el desarrollo y la evolución de la producción de shale en los EE. UU., y la política energética en América Latina.

El itinerario finalizó con visitas a las oficinas de grandes compañías del sector como BP, Shell y Excelerate Energy, en donde se dictaron distintas conferencias.

Alejandro Díaz, CEO de AmCham, señaló que “este programa de AmCham busca resaltar la importancia del trabajo en conjunto entre el sector público y privado, y mantener así una instancia de aprendizaje y diálogo para configurar un entorno de negocios que brinde las condiciones necesarias de previsibilidad y confianza en Argentina para maximizar las oportunidades de exploración y explotación de los recursos hidrocarburíferos del país”. Además, agregó: “Bajo la premisa de nutrirse de la experiencia de los Estados Unidos en materia energética -tomando como referencia el expertise para llevar adelante sus proyectos-, este tipo de iniciativas impulsa el intercambio de know how, de cara al potencial desarrollo y el aprovechamiento de recursos en nuestro país”.

El viaje contó con la participación de Vanesa Abril, subsecretaria de Información Pública del gobierno de la provincia de Chubut; Mariano Arcioni, gobernador de Chubut; Leticia Esteves, diputada provincial de la Legislatura del Neuquén; Rolando Figueroa, gobernador electo de la provincia de Neuquén; Pablo Guantay, director general de Energía e Hidrocarburos de la Secretaría de Minería y Energía de la provincia
de Salta; Verónica Luna, directora general Legal y Técnica de la Secretaría de Hidrocarburos de la provincia de Tierra del Fuego; Eliana Miranda, coordinadora de Asuntos de Política Energética de la Fundación Pensar; Gonzalo Nuñez, concejal e intendente electo de San Patricio del Chañar; Juan Luis Ousset, asesor
del gobernador electo de Neuquén y coordinador de la transición gubernamental; Fabián Perechodnik, vicepresidente de la Cámara de Diputados de la provincia de Buenos Aires; Daniela Rucci, concejal y presidenta del Concejo Deliberante de Rincón de los Sauces, y diputada provincial electa; Marina Sánchez Herrero, concejal y presidenta del Concejo Deliberante de General Pueyrredón; Alberto Weretilneck, senador nacional y gobernador electo de la provincia de Río Negro; y representantes de AmCham y del IAPG.

Acerca de AmCham

AmCham Argentina – la Cámara de Comercio de Estados Unidos en Argentina – es una organización no gubernamental, independiente y sin fines de lucro, que desde hace 106 años trabaja promocionando el comercio bilateral y la inversión entre los Estados Unidos y la Argentina. AmCham promueve un ambiente de negocios ético y transparente, que contribuya a los objetivos de sus socios y al desarrollo económico e institucional de la
Argentina. Nuclea cerca de 700 empresas que emplean directamente a 420.000 personas y representan 42 rubros de la actividad económica, aportando el 24% del PBI, el 39% de la recaudación fiscal, el 35% de las importaciones y el 45% de las exportaciones de nuestro país. AmCham trabaja para ser la cámara empresarial de mayor prestigio e incidencia en la mejora del ambiente de negocios en Argentina.

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Colectora entrará en operaciones en octubre del 2025 tras finalizar el proceso de consultas previas

“Esto demuestra que las consultas no son el obstáculo. Hubo muchas fallas en la parte de planeación. Y nosotros seguimos firmes en construir el proyecto para el 2025, honrando nuestro compromiso con todas las empresas en el país”.

Con estas palabras, Juan Ricardo Ortega, presidente del Grupo Energía Bogotá (GEB), responde a la pregunta de Energía Estratégica sobre las sensaciones que le deja a la compañía haber finalizado el proceso de consultas previas, luego de haber negociado con 235 comunidades étnicas certificadas.

El ejecutivo confía que en octubre del 2025 la obra entraría en operaciones “en el mundo ideal”, pero advierte que si hubieran contratiempos la fecha se postergaría a no más de diciembre de ese año.

Esta obra tiene una tensión de 1.000 kV: dos línea de 500 (kV) paralelas que podrán despachar 2,5 GW” desde La Guajira hacia el centro del país, asegura el ejecutivo, quien destaca que ese departamento, de acuerdo a análisis de expertos, cuenta con un potencial de 20 GW solar fotovoltaico y eólico terrestre.

Según GEB, sobre esta doble línea, que recorrerá 475 kilómetros y surca 10 municipios en La Guajira y cuatro en el Cesar, dividido en dos tramos: Colectora-Cuestecitas y Cuestecitas-La Loma, se conectarán 7 parques eólicos localizados en La Guajira al Sistema Interconectado Nacional (SIN) con una capacidad de 1.050 MW.

De esos proyectos, cuatro, por 562 MW, han sido adjudicados durante el año 2019 en las subastas a largo plazo de energías renovables y la de Cargo por Confiabilidad; éstos son: Casa Eléctrica (180 MW) y Apotolorru (75 MW), de AES Colombia; y Tumawind (208 MW) y Chemesky (99 MW), de Enel, que necesitan de esta línea para despachar su energía limpia.

Ortega cuenta que durante el mes de julio radicarán la solicitud de licencia ambiental, proceso que finalizará en unos meses más. “En enero esperamos estar construyendo”, enfatiza el directivo.

Colectora 2

Cabe destacar que, antes que finalice el 2022, la Unidad de Planeación Minero-Energética (UPME) publicó el “Plan de Expansión de Transmisión 2022 – 2036” –VER-, “a través del cual se definen las obras necesarias para la incorporación de la segunda fase de renovables desde el Departamento de La Guajira, y obras relacionadas con la atención de la demanda, lo que contribuya a garantizar la confiabilidad y la seguridad del Sistema de Transmisión Nacional”, aseguró la entidad.

En efecto, el plan contempla siete obras de transmisión, entre las que se destaca el proyecto “Guajira – Cesar – Magdalena”. Se trata de una línea en HVDC a 600 kV, tipo VSC, bipolo con retorno metálico, interconectando la subestación Colectora 2 -500 kV- en el Departamento de La Guajira con la subestación Primavera 500 kV.

“El Caribe concentra la mayor porción de la capacidad asignada, los siete departamentos agregan 9.042 MW de FNCER (Fuentes No Convencionales de Energías Renovables) y de fuentes convencionales”, informó la UPME.

Consultado sobre la posibilidad de que Grupo Energía Bogotá participe de esta obra una vez que se lance a licitación, Ortega es categórico: “tenemos la confianza y el diálogo con las comunidades, y tenemos la competencia para poder ejecutar estos proyectos, que claramente nos interesan. El futuro de las energías verdes en Colombia es muy importante”.

Las claves

En cuanto al secreto para sacar adelante este tipo de proyectos que requieren de semejante consenso, como lo es Colectora 1, Ortega recomienda “hablar con la comunidad antes de que el proyecto surja y que haya ya acuerdos y entendimiento y conocimiento con todos los estamentos, tanto políticos a nivel local como representantes de la comunidad y un conocimiento de las complejidades del territorio y de la cultura”.

“El gran error que se cometió cuando arrancó todo este proceso fue no haber hecho la investigación profunda de saber que en un territorio que tiene tradiciones ancestrales y las decisiones no son por mayoría ni son democráticas, sino que, por ejemplo, son las líneas maternas las que determinan afectaciones sobre el territorio donde los habitantes son de línea paterna y sienten que van a, de repente, poder ser desplazados o poder ser sujetos a que el territorio cambie de control porque los recursos y las compensaciones generan intereses contrarios a los de ellos”, observa Ortega, quien asumió la presidencia de GEB el 1 de julio del 2020.

Y agrega: “de ese modo se termina generando unos problemas y unos conflictos que hacen daño a la comunidad y que son producto de una mala planeación y de una falta de trabajo riguroso de respetar, conocer y anticipar los impactos de intervenciones tan grandes en un territorio”.

En esa línea, Ortega da otro ejemplo: “el que los linderos no existan y la gente no tenga clara cuál es la propiedad que A o B controla, pues te genera unos problemas gigantescos donde la gente empieza a cuestionar por qué el beneficio se lo dan a uno y no al otro cuando el chamizo, la piedra, el pedacito de carretera juzgan que están en los territorios del uno y del otro a la vez”.

“Todas esas conflictividades son falta de planeación y de trabajo previo y eso pues ha generado todos estos retrasos y costos tan grandes de subsanar, de aprender y de poder construir”, remata.

De acuerdo a la empresa, durante el proceso se construyó “una alianza con 217 comunidades indígenas certificadas por el Ministerio del Interior que están en el área de influencia, para desarrollar un trabajo armónico y sostenible que perdure”.

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Rusia y Bolivia firmaron un convenio para la extracción de litio

La empresa Uranium One Group JSC, que integra la Corporación Estatal de Energía Atómica Rosatom, firmó un convenio marco con Bolivia para la extracción y producción de carbonato de litio en el manantial hidromineral (salar) Pastos Grandes, ubicado en el departamento boliviano de Potosí. La firma del convenio se ha realizado a través de la empresa estatal boliviana Yacimientos de Litio Bolivianos (YLB).

Desde Rosatom señalaron que el litio está “en la estela de la economía ‘verde’, ya que es un elemento crítico para el desarrollo de sistemas de almacenamiento de energía”. “El proyecto conjunto ruso-boliviano creará en Bolivia, el país con las reservas de litio más ricas del mundo, una cadena de producción completa, desde la extracción de la materia prima de litio hasta la producción del producto final para el mercado”, sostuvieron representantes de la firma.

Kiril Komarov, primer vicedirector general y director de la Unidad de Desarrollo y Negocios Internacionales de Rosatom, indicó que el convenio crea nuevas perspectivas para la cooperación a largo plazo entre los dos países. “Se prevé la construcción de un complejo industrial con una capacidad de producción de 25.000 toneladas de carbonato de litio al año, con la posibilidad de aumentar esas capacidades en función de los resultados de la exploración geológica, en la que las inversiones ascienden a 600 millones de dólares”, señaló.
La extracción del metal se realizará con el uso de la tecnología rusa de extracción por sorción directa.

En enero ya se firmó un convenio por 1.400 millones de dólares de inversión. “Y hoy también, entre las 2 empresas, tenemos un convenio con cada una de ellas para totalizar otros 1.400 millones de dólares aproximadamente, lo que hace que, entre enero y junio de este año, Bolivia ya está firmando los acuerdos por 2.800 millones de dólares para la industrialización de litio”, dijo el presidente Luis Arce

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Ennova consolida su presencia en República Dominicana como aliado de nuevos proyectos renovables

Ennova, empresa de ingeniería, consultoría y desarrollo de activos energéticos, continúa fortaleciendo su presencia en República Dominicana. Con un enfoque centrado en aportar valor a las inversiones en este sector, la compañía ha logrado consolidarse en el mercado dominicano, ofreciendo servicios especializados y soluciones integrales a medida de cada cliente.

En una entrevista exclusiva con Rafael Burgos, director general de Ennova, se reveló el enfoque estratégico que tendrá durante este año así como los pilares fundamentales de la empresa, aquellos que llevaron al equipo a participar en un total de 860 MW en este mercado e ir por más.

“Una primera unidad -que es la más vieja dentro de nuestra operación- trabaja con todo lo que tiene que ver con habilitación y gestión de transacciones en el mercado eléctrico mayorista para operar en el mercado dominicano”, introdujo Rafael Burgos.

Ennova ha sido pionera en el mercado dominicano en este tipo de operaciones, habilitando a 82 agentes al mercado eléctrico mayorista a lo largo de su trayectoria. Pero aquello no sería todo.

“Tenemos el objetivo para el año 2024 de consolidar el acompañamiento en 275 nuevos megavatios de generación renovable”, declaró durante Future Energy Summit.

Ese acompañamiento podría cubrir otros servicios que brinda Ennova en ingeniería, suministro y montaje de infraestructura eléctrica, trabajando en estrecha colaboración con aliados internacionales para ofrecer soluciones especializadas y equipamiento de alta calidad a nuevos proyectos.

Según explicó Burgos, una de las fortalezas de Ennova radica en su capacidad para acompañar a los inversionistas desde el inicio de sus proyectos de infraestructura eléctrica, buscando siempre aportar valor al proceso, optimizando tiempos, inversiones y costos de operación a lo largo de todo el proyecto.

Especialmente en proyectos de generación renovable, Ennova acompaña activamente desde la fase de factibilidad hasta la operación y mantenimiento ofreciendo su amplia experiencia en ingeniería y montaje. Un aporte técnico fundamental para asegurar el éxito de la ejecución del proyecto.

Es por ello que, en cuanto a los objetivos estratégicos, desde la empresa se enfocan en acelerar la puesta en marcha mediante una estandarización de ingenierías, métodos constructivos y procesos institucionales.

“Nuestro principal objetivo ahora mismo es acortar el tiempo después en operación comercial de los inversiones de nuestros clientes con esto buscamos maximizar su inversión y poner en valor en el menor tiempo posible sus inversiones”, aseguró Burgos.

Y precisó “hoy buscamos poder reducir ese tiempo en un 20%”.

Su enfoque en la optimización de inversiones y la estandarización de procesos demuestra su compromiso con la excelencia y su contribución al desarrollo del sector eléctrico en el país y, en un futuro cercano, emprender con el mismo compromiso una ofensiva comercial en otros mercados, demostrando la calidad y experiencia que han alcanzado a nivel global.

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Integración energética regional y renovables: ¿tiempo de alianzas o vaivenes políticos?

Manlio Coviello, presidente del Directorio de Terna Plus, empresa líder en negocios y operación de redes de transmisión de energía eléctrica, promueve el concepto de lograr una “alianza tripartita” entre gobiernos, banca y sector privado para propiciar una integración energética regional con un fuerte componente de renovabilidad.

Durante su participación en un evento de la Alianza de Energía y Clima de las Américas (ECPA, por sus siglas en inglés) propuso discutir, en el ámbito de la próxima reunión ministerial de la ECPA en marzo de 2024 en Punta Cana, como generar y establecer las reglas de esta alianza tripartita para poder avanzar en los objetivos de la ECPA.  

Al respecto, es preciso remarcar que pasaron ya 14 años desde aquel abril del 2009 cuando Barack Obama durante la V Cumbre de las Américas en Trinidad y Tobago propuso la idea de crear la ECPA.

En aquel entonces, se determinó que para forjar un sector energético sostenible en todo el continente sería necesario basar las decisiones políticas en siete pilares: Eficiencia Energética, Energía Renovable, Combustibles fósiles más eficientes y menos contaminantes, Insuficiencia Energética, Uso de la Tierra y Silvicultura Sostenibles, Adaptación e Infraestructura Energética. 

Recordando aquello, Manlio Coviello, quien tuvo además una destacada trayectoria como Oficial de Asuntos Económicos de la Comisión Económica para América Latina y el Caribe (CEPAL) evaluó el avance de aquellos ejes:   

“En los 25 años en la CEPAL vimos nacer las renovables en América Latina, vimos consolidar la eficiencia energética pero poco vimos de integración de infraestructura”, observó. 

Y subrayó: “La eficiencia energética está en el mainstream político pero la integración está muy relacionada a lo que yo llamo vaivenes políticos”. 

Durante su participación en el evento de la ECPA denominado “Integración de las energías limpias para un futuro sostenible”, el referente consideró que las condiciones políticas actuales podrían permitir retomar el diálogo en torno a la integración energética regional con foco en renovables. 

“La cosa interesante es que pocas regiones del mundo tienen mejores opciones de integración integración energética, además por vía de energía renovables; porque si usted observa los mapas de viento de sol y de geotermia, la mayoría de estos proyectos están muchas veces en las fronteras, es decir, la energía renovable podría ser un excelente motor de la integración energética”

“Esto recuerdo ha sido una idea que nació en el Banco Interamericano de Desarrollo (BID) hace algunos años y que después nosotros como CEPAL retomamos con el programa proyecto Ecosud que fomentaba la energía renovable como el habilitador de la integración energética. El proyecto era interesante, pero una vez más el ámbito político Inter países, no dio la posibilidad de discutir a fondo y encontrar coherencia y sinergia entre los países. Pero tengo que decir que hoy por hoy tal vez en América Latina se podría retomar esta idea”, concluyó.

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COPARMEX reclama mayor transparencia y libre competencia en la generación renovable en México

Por las cancelaciones de subastas a largo plazo en México los proyectos de utility scale se encuentran en stand by, y reina la incertidumbre en el sector energético.

En este escenario y de cara a las próximas elecciones presidenciales que se llevarán adelante en junio del 2024 en México, diferentes instituciones proponen cambios en el marco regulatorio que potenciarán la industria de las energías renovables.

En conversaciones con Energía Estratégica, Carlos Aurelio Hernández González  Vicepresidente de Energías Renovables de la Comisión Nacional de Energía de COPARMEX analiza el mercado actual en México y sugiere mejoras en las normativas para descarbonizar la economía y crecer en competitividad.

¿Independientemente de quien llegue al poder el próximo año, qué cambios sugieres en el marco regulatorio para impulsar a las renovables?

Hay que afianzar el marco regulatorio actual ya que es importante devolver la transparencia y permitir la libre competencia en la generación para que haya integración de las centrales eléctricas.

Un ejemplo de esto es la venta de los activos de Iberdrola al Gobierno. Si bien es muy saludable que el estado mantenga más del 50% de la generación en un país, después de esta venta tiene que haber un Monitor Independiente del Mercado

Los participantes del mercado debemos tener las herramientas para que haya transparencia en la información y para que se vigile que no haya distorsiones en el mercado para proteger la libre competencia. Si no se tiene cuidado con eso, veremos que la Comisión Federal de Electricidad (CFE) aumentará los costos de competencia y subirán los precios de los consumidores finales de todos los sectores ya sea comercial o residencial.

Es fundamental que se abra la libre competencia y que empiecen a otorgar los permisos de suministro básico para tener opciones distintas en la compra de energía. Entonces, está bien que el estado mantenga la mayoría de la generación siempre y cuando garantice la libre competencia y la transparencia en el mercado con el Monitor Independiente.

Además de ello, falta que se implementen muchas acciones en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), como por ejemplo que se celebre el primer mercado de Certificado de Energía Limpia (CEL) que si bien existe la obligación de los entes responsables de carga, aún no se ha publicado el manual de cómo funcionará. 

También está pendiente el manual de servicios conexos, el acuerdo de administraciones de despacho de centrales eléctricas y que se reactiven las subastas de largo plazo. 

En este último aspecto, sería bueno que la CFE pueda participar en conjunto con empresas privadas para subastar los proyectos en pesos mexicanos. Esto atraería inversiones nacionales ya que para los mexicanos no es competitivo comprar en dólares para luego vender en pesos. Además, el CENACE debería priorizar las zonas para las subastas a largo plazo, como las penínsulas de Baja California y Yucatán. 

También hace falta que se vuelvan a llevar a cabo las subastas de los derechos financieros de transmisión porque  sería benéfico para el estado y podría captar recursos para que se pueda desarrollar la infraestructura necesaria. 

Asimismo, debería echarse para atrás el último acuerdo de la CRE. Si bien la CFE quiere acreditar CELs de sus hidroeléctricas, los migraría al mercado de los IRECs para privilegiar los IRECs mexicanos. Esto ayudaría a que entremos en los estándares internacionales. 

Es importante que podamos integrarnos al mundo porque podríamos ser proveedores de los certificados de reducción de carbono no solo de México sino de Estados Unidos, Canadá y Europa. Nuestro objetivo debe ser exportar energía limpia a los países vecinos y a todo el mundo.

¿Para lograr esos objetivos, qué tan importante es acelerar este año el acuerdo de libre comercio entre la UE y México?

Es fundamental porque entra en vigor el primero de octubre de este año el CBAM (Carbon border adjustment mechanism) el mecanismo de ajuste fronterizo que prácticamente es un arancel disfrazado a los productos. 

Si no somos lo suficientemente hábiles para dotar de herramientas y de certidumbre jurídica a las inversiones que están en México y que exportan bienes y servicios a la UE, desafortunadamente, se desplazarán los productos mexicanos y se relocalizarán las inversiones en otros países donde si les permitan la reducción de emisiones. 

Es buena esta reunión que tuvieron Von der Leyen y López Obrador y es fundamental que se sientan las bases para que las pymes y grandes empresas mexicanas tengan las herramientas para realizar sus inversiones con un suministro sustentable.

¿Hay algún candidato de su interés que podría impulsar estas iniciativas?

Desde COPARMEX somos 100% apartidistas y altamente políticos. No apoyamos a ningún candidato o partido pero tampoco estamos en contra de ninguno. No obstante, es importante que el candidato tenga experiencia en el sector eléctrico y que tenga como objetivo encontrar el equilibrio en la matriz energética del país.

Vamos a hacer todo lo posible para poner en agenda el debate público para las elecciones del 2024 tanto a nivel municipal o estatal y que los candidatos se comprometan a impulsar las energías limpias. 

Ya perdimos inversiones en los últimos 5 años, por eso es fundamental que podamos retomar el camino y las inversiones por esta creciente demanda que tenemos cada año.

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Ministerio de Energía de Chile reconoce más de 100 proyectos renovables en construcción

Las energías renovables siguen a la alza en Chile. A pesar que actualmente el sector afronta una serie de complejidades en el sistema (insolvencias y costos marginales cero, por ejemplo), continúa el desarrollo y la construcción de nuevos proyectos. 

Actualmente, el país cuenta con una potencia instalada neta con base a tecnologías ERNC de 12.838 MW repartidos entre el Sistema Eléctrico Nacional (12795 MW), el Sistema Eléctrico de Aysén (31 MW) y en Magallanes (13 MW). 

Pero de acuerdo a un reporte del Ministerio de Energía, ese valor podría crecer exponencialmente en el corto y mediano plazo. ¿Por qué? Existen 104 emprendimientos energéticos en fase de construcción a nivel nacional entre propias centrales de generación, obras de transmisión y de hidrógeno verde, que en total representan cerca de USD USD 6.356 millones de inversión.

La mayor parte proviene de 79 parques renovables, ya que la concreción de un capital aproximado de USD 5656 millones sumarán aproximadamente 3767 MW de potencia al Sistema Eléctrico Nacional. 

Los principales aportes en términos de capacidad provienen desde plantas solares (53%; 1.986 MW) y eólicos (36%; 1.353 MW); mientras que las inversiones se encuentran lideradas por ambas tecnologías con USD 2.369 millones (42%) USD 1.633 millones (29%), respectivamente. 

Más de 500 MW renovables avanzan en el Servicio de Evaluación Ambiental de Chile

Por el lado del hidrógeno verde, el proyecto en cuestión es la planta piloto de descarbonización y producción de combustibles carbono neutral, de la firma HIF en la región de Magallanes. 

Dicho emprendimiento desembolsará USD 38 millones y contará con una turbina eólica de 3,4 MW y 8,8 kilómetros de línea de transmisión de media tensión, en pos de producir 2,5 toneladas de metanol por día y lograr una capacidad de almacenamiento de 77 m3 de metanol y 57 m3 de gasolina. 

Pero a ello se debe añadir que hay otras 61 centrales renovables en fase de prueba a lo largo de Chile, tanto utility scale como Pequeños Medios de Generación Distribuida (hasta 9 MW), por un total de 1624 MW, siendo .las solar  (69% – 1.123 MW) y la eólica (19% – 314 MW) las que más potencia aportarían al SEN. 

Las más significativas de ellas son el PSF Guanchoi, de 370 MW, ubicado en la región de Atacama y el parque fotovoltaico Andes II B (180 MW) en la zona de Antofagasta. 

En consecuencia, el Ministerio de Energía estimó que la capacidad eléctrica total podría ascender hasta los 33.173 MW (el 64% constituido por fuentes renovables) en el lapso de los próximos tres meses si los proyectos entran en operación comercial en tiempo y forma.

Sin embargo, también es cabe mencionar que para este año se había anunciado la incorporación de 5 GW de potencia renovable, pero hasta hasta la fecha sólo se añadieron 1,2 GW repartidos entre 3 parques eólicos y 3 solares de gran escala (386 y 695 MW), además de más de 25 PMGD por 140 MW. . 

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A través de PPAs competitivos, Celepsa fortalece su porfolio de proyectos renovables y soluciones energéticas en Perú

Desde el 2010, Celepsa asume un rol protagónico en la lucha contra el cambio climático, participando en el mercado de carbono, invirtiendo en ecosistemas y desarrollando soluciones energéticas integrales.

Hoy evidencian este compromiso al convertirse en la primera empresa generadora de energía de Perú en compensar el 100% de su huella de carbono corporativa desde el 2021.

En conversaciones con Energía Estratégica, Carlos Túpac Yupanqui, gerente comercial de compañía perteneciente al Grupo UNACEM, explica los principales desafíos que se vienen por delante y las proyecciones a futuro.

¿Cuáles son las expectativas, retos y objetivos de venta de Celepsa para 2023?

Continuaremos fortaleciendo nuestro portafolio de generación con el desarrollo de proyectos de crecimiento y soluciones energéticas para nuestros clientes de la cartera de PPAs. En ese sentido, estamos robusteciendo nuestra oferta comercial complementando la energía carbono neutral que vendemos a nuestros clientes con servicios de descarbonización que respondan a la crisis climática que vivimos y sus compromisos corporativos.

En cuanto al sector eléctrico peruano, es un año particularmente retador para todo el sistema eléctrico debido al incremento intermitente de los costos marginales (Spot) del mercado mayorista de electricidad, situación que no se presentaba desde hace 10 años. Por nuestra parte, tenemos una estrategia sostenible para mitigar dicho riesgo Spot.

¿Están trabajando más en proyectos residenciales o industriales?

No atendemos segmento residencial o de consumidores de bajos volúmenes de energía, nos enfocamos en el segmento de grandes clientes eléctricos, industriales o no industriales.

Los proyectos que trabajamos con nuestros clientes buscan solucionar problemas específicos de costos, eficiencia operativa, de calidad o de crecimiento. Proporcionamos soluciones energéticas con una mirada integral, evaluando la factibilidad técnica y económica de los proyectos.

¿Están demandando cada vez más almacenamiento de energía?

Si bien es una tecnología todavía muy inmadura en el mercado peruano, se observa un mayor avance en la implementación de baterías para centrales eléctricas.

Estamos próximos a poner en marcha un sistema de almacenamiento BESS de 2 MWh de capacidad dentro de las operaciones de nuestro cliente UNACEM Perú. Normalmente este tipo de proyectos son financiados con los presupuestos de CAPEX que tienen los clientes o con el financiamiento directo de CELEPSA.

¿De qué se trata el nuevo centro de control inaugurado recientemente? ¿En cuánto mejorará el servicio a sus clientes?

Es una plataforma única en el mercado eléctrico peruano, por su modernidad y por su filosofía operativa. Hemos reunido la capacidad de operar remotamente centrales hidroeléctricas, así como gestionar termoeléctricas en tiempo real.

El nuevo centro de control le sirve al Sistema Eléctrico Nacional y también a nuestros clientes. Resolvemos todas sus consultas en el primer nivel de atención, coordinamos la operación de la autogeneración y monitoreamos los principales indicadores económicos y comerciales del mercado.

Esta nueva plataforma también nos servirá para gestionar las soluciones energéticas de nuestros clientes y gestionar la operación de nuestro crecimiento futuro en energías renovables no convencionales.

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Revolucionando la fabricación inteligente: SOFAR es visitada por PVO International por ser una fábrica diseñada para el futuro

SOFAR, el principal proveedor global de soluciones de PV y ESS, fue visitado recientemente por el Director Comercial Internacional de PVO, Hans Ekelmans, y el Gerente de Adquisiciones, Erwin Damen, en la nueva base de fabricación de la empresa en Huizhou.

La primera fase de la última fábrica inteligente y digital de SOFAR cubre un área de más de 110 mil metros cuadrados, con una inversión total de casi 800 millones de yuanes chinos.

Después de entrar en pleno funcionamiento, se espera que la capacidad de fabricación anual de productos solares y de almacenamiento agregue más de 1 millón de unidades.

La nueva fábrica es un complejo colosal que cuenta con tecnologías de vanguardia en robotización y automatización. Está diseñada explícitamente para fabricar de la manera más eficiente y presenta soluciones optimizadas en ingeniería laboral.

Más tarde, Erwin Damen hizo comentarios en su blog. Está convencido de que el control de calidad es la máxima prioridad para SOFAR, y todos los inversores pasan por un riguroso y exhaustivo control del 3×100% antes de salir de la fábrica. Primero, cada nuevo inversor se somete a una verificación de máquina de diagnóstico, asegurando que todos los componentes estén correctamente conectados.

Luego, se prueban los inversores para ver cómo funcionan en situaciones prácticas. Finalmente, cada inversor pasa por otra prueba de diagnóstico antes de salir de la fábrica. Los controles de calidad de SOFAR garantizan que la tasa de fallas esperada después de la instalación se reduzca al mínimo absoluto, brindando a los clientes una solución energética sin complicaciones.

Durante la visita, PVO International quedó impresionada por el procedimiento de producción eficiente, los empleados profesionales y bien capacitados, y el equipo de gestión completamente motivado.

En la recientemente concluida Intersolar 2023, SOFAR y PVO International firmaron un Memorando de Entendimiento (MoU) de 500 MW. Bajo este acuerdo, ambas partes trabajarán juntas para ofrecer soluciones de energía solar y almacenamiento para todo tipo de escenarios a clientes de todo el mundo.

Allen Cao, Jefe de SOFAR Europe, cree que esta visita ofrecerá a los socios globales una emocionante oportunidad de observar de cerca los procesos de producción modernizados de la empresa.

«Confiamos en que nuestra nueva fábrica es una revolución innovadora en la fabricación inteligente, perfectamente diseñada para el futuro de emisiones netas cero. Nuestra asociación con PVO International marca un hito significativo en el apoyo al objetivo compartido de facilitar una transición limpia hacia una sociedad más verde que garantice el acceso equitativo a una energía asequible, confiable y sostenible», agregó.

Acerca de PVO International Somos PVO International, la organización líder en adquisiciones para todos los productos relacionados con sistemas de energía solar.

PVO maximiza la creación de valor al superar al mercado en volumen, calidad y rapidez. Desde 2014, PVO y sus socios se han comprometido por completo a proporcionar todo lo necesario para acelerar la transición energética.

Como parte del grupo DCC, cotizado en bolsa, PVO International es sólida y puede alcanzar más rápido sus ambiciones internacionales y metas de transición energética. PVO International suministra sus productos a clientes en los sectores de energía utility, comercial, industrial y residencial en toda Europa. Juntos, tenemos el poder de marcar la diferencia.

Acerca de SOFAR

SOFAR es un proveedor líder a nivel mundial de soluciones de energía solar y almacenamiento y está comprometido a ser líder en soluciones de energía digital con una cartera integral que incluye inversores PV, inversores híbridos, sistemas de almacenamiento de baterías, almacenamiento de energía central y soluciones de gestión energética inteligente para aplicaciones residenciales, comerciales e industriales, así como a gran escala.

Para 2021, SOFAR entró en el TOP 5 de las marcas globales de inversores híbridos, estableció una red global de I+D con tres centros de investigación y desarrollo y dos bases de fabricación. En 2022, la capacidad de producción anual de SOFAR alcanzó los 10 GW para inversores de PV y almacenamiento y 1 GWh para baterías. Hasta 2022, SOFAR ha enviado más de 18 GW de inversores a más de 100 países y regiones de todo el mundo.

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Grenergy firma un PPA en Chile para su planta solar Gran Teno de 241 MW

Grenergy ha firmado un contrato de venta de energía a largo plazo (PPA, por sus siglas en inglés) para suministrar en Chile unos 140 GWh anuales durante un periodo de 12 años a una empresa utility internacional, con calificación crediticia de Investment Grade y presencia en el mercado chileno. 

En concreto, Grenergy proveerá un total de 3,4 TWh procedentes de su planta solar Gran Teno, una vez entre en operación el activo que está ubicado en la provincia de Curicó, próxima a Santiago de Chile. Este anuncio se suma al acuerdo que ya tenía la compañía sobre Gran Teno, con lo que la energía contratada anual de este parque sumaría unos 285 GWh.

Gran Teno es, con una potencia de 241 MW, el mayor parque solar de Grenergy. Está previsto que, una vez se ponga en marcha, más de 136.000 hogares se abastezcan de la energía procedente de esta infraestructura, que evitará la emisión de más de 147.000 toneladas de CO2 al año.  

La compañía cuenta con una dilatada experiencia en el mercado chileno, en el que suma más de 60 plantas conectadas, lo que le ha posicionado como el principal del país. Actualmente, construye en este mercado 500 MW y desarrolla 3,3 GW entre solar y eólico y 4 GWh de proyectos de baterías.

Gran capacidad para generar contratos a largo plazo

Este hito pone de relieve la capacidad de la compañía para firmar importantes contratos de suministro a largo plazo. Muestra de ello son los recientes acuerdos alcanzados con clientes de sectores diversos como es el caso de Galp, Amazon, LyondellBasell o Celsia. Grenergy cuenta en la actualidad con un total de 1,4 GW de potencia contratada a largo plazo en España, Colombia y Chile, y negocia otros 1,5 GW en distintos mercados.

“Estamos muy orgullosos de que importantes multinacionales de industrias muy distintas nos sigan eligiendo como socios a largo plazo para proveerles de energía verde y colaborar así en la descarbonización de la economía. Este acuerdo subraya la solidez de Grenergy e impulsa su crecimiento en un mercado clave como es el chileno», afirmó el CEO de Grenergy, David Ruiz de Andrés. 

Cabe destacar que la compañía española creada en 2007, productora independiente de energía a partir de fuentes renovables, fundamentalmente fotovoltaica, eólica y almacenamiento, cotiza en la bolsa española desde el año 2015.

Su modelo de negocio abarca todas las fases del proyecto, desde el desarrollo, pasando por la construcción y la estructuración financiera hasta la operación y mantenimiento de las plantas. La compañía cuenta con una plataforma global de más de 14 GW en varias etapas de desarrollo en los once países donde opera en el mercado europeo (España, Italia, Alemania, Polonia y Reino Unido), norteamericano (Estados Unidos) y latinoamericano (Chile, Perú, México, Argentina y Colombia).

 

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Santander seleccionó a unas 10 empresas interesadas en quedarse con la distribuidora Edesur

El banco Santander enviará en las próximas horas el paquete de información con los principales datos técnico-económicos de Edesur a unas 10 empresas con las que firmó acuerdos de confidencialidad (NDA’s, por sus siglas en inglés) para participar del proceso de venta de la segunda mayor distribuidora eléctrica de la Argentina. En esa lista figuran el Grupo Werthein, uno de los principales conglomerados económicos del país; el empresario Alejandro Macfarlane, titular de Disvol, la sociedad que controla Camuzzi, una de principales compañías de gas del mercado local; Electromecánica (EMA), uno de los principales fabricantes de equipos eléctricos; un grupo de empresarios vinculados al sector energético cuyo principal emergente es Osvaldo Sortino; y el Banco Piano, que participa del proceso en representación de un tercero, según pudo reconstruir EconoJournal en base a testimonios en reserva de actores privados. También se mencionó al Grupo Olmos, liderado por Raúl y Alejandro Olmos, como otro de los actores que manifestó interés por la compañía eléctrica. 

“En total, el Santander convocó a unos 10 actores para que vean el infomemo inicial (tal como se conoce el documento con datos básicos de los activos que están a la venta). Luego se conformará una short list con dos o tres candidatos”, explicó uno de ellos. El NDA redactado por el Santander, que fue contratado por la italiana Enel para llevar adelante el proyecto, dice que los interesados tienen un período de siete semanas para formular una oferta en concreto.

Pese a que en algún momento se especuló con que el cambio del top management de Enel en Italia —en mayo Flavio Cattaneo fue designado CEO en reemplazo de Francesco Starace— podría demorar la venta de Edesur, las fuentes consultadas coincidieron en señalar que, siempre que a Enel la conforme alguna de las propuestas que se reciban, la intención es que la transacción esté concretada antes de diciembre de este año.

La gran incógnita es que posición tendrán los accionistas minoritarios, que cuentan con un derecho de preferencia (first refusal) para quedarse con la participación que Enel tiene en Distrilec, la sociedad controlante de Edesur. Se trata, entre otros, de Guillermo Reca, Eduardo Escasany, Guillermo Perez Moore y la familia Miguens Bemberg, todos ellos accionistas de Central Puerto, aunque su presencia en el capital de la distribuidora eléctrica es a título personal. Allegados a Puerto dejan entrever que los empresarios no quieren operar activos en el segmento de distribución eléctrica por el riesgo reputacional que acarrea. Pero habrá que esperar qué sucede.

Salida de generación

Enel concretó este año la salida del segmento de generación térmica con la venta de dos centrales. Costanera, una de las dos principales usinas de la región del AMBA, que fue adquirida por Central Puerto. Y Dock Sud, que quedó en manos de YPF Luz luego de que la firma controlada por el Estado Nacional ejecutara su derecho de preferencia, desplazando a Central Puerto.

El grupo italiano también posee el complejo hidroeléctrico El Chocón, pero esa concesión finaliza el próximo 11 de agosto y el activo volverá al Estado. La empresa fue otorgada en concesión a partir del 11 de agosto de 1993 por el término de 30 años al consorcio Hidroinvest S.A., controlante con más del 50% de participación, para la generación de energía eléctrica mediante el aprovechamiento de los saltos formados por las obras de El Chocón y Arroyito sobre el río Limay.

ENEL también tiene a la venta las transportistas eléctricas  CTM, TESA y Yacylec y la comercializadora ENEL Trading Argentina.

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, Nicolas Gandini

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Massa-Scioli: financiación para el GPNK 2. Ya se produce aceite de soja con energía solar

Con eje en la agenda comercial y energética con Brasil, el ministro de Economía, Sergio Massa recibió al embajador en Brasil, Daniel Scioli.

En una reunión de trabajo pasaron revista a los asuntos bilaterales entre la Argentina y Brasil, entre ellos la posible financiación brasileña de obras de transporte de energía eléctrica en Argentina; y para la construcción del Gasoducto Presidente Néstor Kirchner Etapa 2, que el gobierno pretende licitar en los próximos meses.

El embajador y el ministro vienen realizando gestiones ante el Presidente Luiz Inacio Da Silva para que se considere la posibilidad de contar con financiamiento del BNDES para estos proyectos.

Con posterioridad a este encuentro, Massa, inauguró en la localidad bonaerense de San Andrés de Giles la primera planta de elaboración de aceite de soja verde producido en América utilizando 100 % de energía solar, sin generación de residuos y sin usos de solventes.

La inversión fue realizada por la PyME Rumaná, que contó con el financiamiento del Banco de Desarrollo Argentino – BICE y el programa CreAr. Permitirá a dicha empresa generar nuevos empleos y exportar por primera vez.

Massa estuvo acompañado por los secretarios de Industria y Desarrollo Productivo, José Ignacio de Mendiguren; de Energía, Flavia Royon; y de Ganadería, Agricultura y Pesca, Juan José Bahillo.

El aceite verde de soja, que fue registrado bajo la marca Oil Green, es el primero en producirse a base de energías renovables y limpias porque dejó de utilizar energías convencionales. Además, es innovador a nivel mundial, ya que la producción no genera residuos y no se utilizan solventes en la elaboración del producto.

En una primera etapa, la planta produce 13 toneladas de aceite verde a diario, lo que significan unas 370 toneladas mensuales y 4.500 anuales. En una segunda etapa, se incorporarán líneas de producción para triplicar la molienda y aumentar la producción, logrando 77.000 toneladas de expeller y unas 1.400 toneladas de aceite de soja verde.

Para ello, ya instalaron un parque de energía solar con 412 paneles, generando 227 KW que logran abastecer a la fábrica y de esa manera usar energía renovable y limpia. A futuro, la empresa evalúa la implementación de biodigestores para proveer de gas a toda la empresa y en sus campos, e incluso inyectar energía fotovoltaica sobrante en la red de distribución.

“Esta es la primera planta industrial de América que producirá aceite de soja a partir de energías renovables. Es un proyecto conducido por mujeres, que agrega valor, que industrializa la ruralidad y le pone un segundo piso al campo y que transforma un producto de 500 dólares la tonelada en uno de 1.600 dólares la tonelada”, destacó De Mendiguren.

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Autorizan a una minera de litio a liquidar divisas de exportación bajo un régimen especial que creó el gobierno

El Ministerio de Economía a cargo de Sergio Massa autorizó a la empresa Sales de Jujuy, cuyo accionista mayoritario es la australiana Allkem, para que el proyecto de litio Olaroz pueda liquidar divisas bajo el Régimen de Fomento de Inversión para las Exportaciones, una medida que flexibiliza las restricciones cambiarias y permite un mayor acceso al Mercado Único Libre de Cambios (MULC) para las compañías que exportan.

El objetivo es que puedan repagar sus inversiones en el exterior. Se trata del régimen creado por el decreto 234, una medida impulsada en 2021 por el área económica del gobierno para beneficiar a las inversiones y exportaciones del sector hidrocarburífero, minero, automotriz, agroindustrial y de industrias manufactureras, ente otros. En junio del año pasado el gobierno había otorgado el beneficio a Liex de la minera china Zijin Mining, operadora del proyecto de litio Tres Quebradas (Catamarca), donde invertirá US$ 380 millones.

Resolución

La medida se publicó este viernes en el Boletín Oficial mediante la resolución 827 que lleva la firma del titular del Palacio de Hacienda. Sales de Jujuy es un proyecto de litio que entró en producción en 2016. El accionista mayoritario es Allkem, que tiene el 65%, mientras que la japonesa Toyota Tsusho cuenta con el 25% y la estatal provincial Jemse tiene el restante 8,5%.

La resolución 827 establece que Allkem va a poder acceder a divisas por el 20% de lo que exporte por el proyecto, con un tope del 25% del monto de inversión, que es de US$ 111.199.000 entre 2022 y 2031. Fuentes gubernamentales consultadas por EconoJournal explicaron que, en los hechos, la compañía podrá acceder al MULC por US$ 27 millones anuales.

La producción comercial actual de Allkem en Jujuy es de 12.050 toneladas anuales de carbonato de litio y no está alcanzada por este régimen. La resolución aclara que el beneficio del régimen será aplicado al proyecto de ampliación de la planta de producción que, según la propia empresa, sumará 25.000 toneladas anuales y estará en operación comercial y exportación antes que termine el año. En marzo, Allkem anunció el aumento del 27% de la estimación de recursos del proyecto Olaroz (Sales de Jujuy) y pasó de 16,2 a 20,7 millones de toneladas.

Cómo es el beneficio

El decreto 234 lo impulsaron los exministros Matías Kulfas y Martín Guzmán, cuando estaban a cargo de Desarrollo Productivo y de Economía, respectivamente. Tiene el objetivo fomentar la inversión extranjera directa o la nacional financiada con crédito externo para incrementar las exportaciones y el ingreso de divisas para el país mediante el mecanismo de flexibilización en el acceso al Mercado Único Libre de Cambios (MULC).

Además, la medida “establece como plazo para el uso del beneficio, el transcurrido con posterioridad al año aniversario del primer desembolso de divisas en el MLC, con vigencia hasta el año 15 de la fecha de emisión” de la autorización a los beneficios del régimen.

A nivel global, la australiana Allkem se fusionó en mayo con Livent Corporation y conformaron un gigante mundial valorizado en US$ 10.600 millones. En la Argentina, ambas compañías son las operadoras de Sales de Jujuy y Fénix, los únicos dos proyectos que exportan carbonato de litio.  

Al mismo tiempo, además del proyecto en Jujuy, Allkem cuenta con otro desarrollo de litio Sal de la Vida I y II, ubicado en Catamarca, donde posee el 100% de la participación. Este último desarrollo de litio podría entrar en producción en 2024. La compañía podría invertir en total alrededor de US$ 1.500 millones en todos los proyectos de litio donde participa en la Puna argentina.

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, Roberto Bellato

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Guyana debate su ingreso a la OPEP

Esta semana The Wall Street Journal señaló que la OPEP está estudiando la posibilidad de incorporar oficialmente a Guyana a su organización. Sin embargo, Guyana no se unirá al cártel, según afirma su Vicepresidente, Bharrat Jagdeo porque se vería obligada a reducir la producción junto con otros miembros de la entente para apuntalar los precios del petróleo.

El objetivo del país es aprovechar al máximo sus enormes descubrimientos petrolíferos y abrir la exploración a nuevos operadores.

Guyana se convirtió en el país productor de petróleo más nuevo del mundo en 2019 después de que ExxonMobil y su socio Hess Corp comenzaran la producción del bloque Stabroek, donde las compañías descubrieron más de 11 mil millones de barriles de petróleo equivalente hasta la fecha.

PRODUCCION

Hoy Guyana produce unos 380.000 barriles diarios (bpd) de crudo, todos ellos procedentes de pozos operados por Exxon. Y pretende triplicar esa producción y bombear 1,2 millones de bpd de aquí a 2027.

El gobierno de Guyana aspira acercar más operadores extranjeros a su industria y economía petroleras, y celebrará su primera ronda de concesión de licencias offshore a mediados de agosto, mientras ultima un nuevo modelo de Acuerdos de Producción y Participación (APP) y la normativa correspondiente.

Las grandes petroleras Shell y Chevron, así como la estatal brasileña Petrobras, figuran entre las diez empresas que están considerando participar en la ronda de concesión de licencias.
Se espera que Guyana, junto con Estados Unidos y Brasil, encabece el crecimiento de la producción de petróleo y el aumento de la capacidad de los productores no pertenecientes a la OPEP ni a la alianza OPEP+ esta década, según afirma la Agencia Internacional de la Energía (AIE) en su informe anual Oil 2023, con proyecciones hasta 2028.
Se prevé que los planes de ampliación de capacidad a medio plazo den lugar a un aumento de la oferta de 5,1 millones de bpd de productores no pertenecientes a la OPEP+ de aquí a 2028, con Estados Unidos, Brasil y Guyana a la cabeza.

En comparación, los 23 miembros actuales de la OPEP+ experimentarán un aumento neto de capacidad de 800.000 bpd en 2028, con aumentos de capacidad en los mayores productores de Oriente Medio -Arabia Saudí, Irak y Emiratos Árabes Unidos (EAU)- compensados por descensos en Rusia, África y Asia, según la AIE.

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El conocimiento global al servicio de las leyes: jornada en diputados

Se desarrolló en el Congreso Argentino una jornada de trabajo organizada por la Oficina Científica de Asesoramiento Legislativo (OCAL) y la Dirección General de Diplomacia Parlamentaria de la Honorable Cámara de Diputados de la Nación (HCDN), con el objetivo de fortalecer la sinergia entre el poder legislativo, representantes del sistema de innovación europeo y el sector académico, científico y tecnológico nacional. Se buscó, de este modo, alentar mecanismos que tengan como fin la transformación del conocimiento en leyes que generen impacto directo en los ciudadanos y ciudadanas.

La jornada, denominada “Ciencia, Parlamento y Diplomacia: el conocimiento global al servicio de las leyes”, se llevó a cabo en el salón Delia Parodi de la Honorable Cámara de Diputados de la Nación, donde el foco de trabajo estuvo en la puesta en común de iniciativas de cooperación internacional sobre ciencia, tecnología e innovación, abarcando áreas de relevancia como transición energética, industria, ambiente y territorio, inteligencia artificial, economía del conocimiento, educación superior y salud, entre otras. Coordinaron la actividad los Directores Generales Ariel Sotelo y Claudio Fernández Outón, de Diplomacia Parlamentaria y de la Oficina Científica de Asesoramiento Legislativo, respectivamente.

Al comenzar la reunión de trabajo, los consejeros científicos de las Embajadas de Alemania, Reino Unido, Francia, Italia y España dieron a conocer los proyectos prioritarios en curso en cada uno de sus países, las líneas de financiamiento vigentes, así como también los programas de becas e intercambio referidos a la ciencia, la tecnología y la innovación. Asimismo, hicieron un repaso de los principales ejes de trabajo que están desarrollando, los cuales tienen como fin la elaboración de políticas públicas basadas en el conocimiento.

Luego de las exposiciones de los representantes diplomáticos, tuvo lugar una sesión de intercambio que incluyó también a las diputadas Mara Brawer, Danya Tavela, Rosana Bertone, Graciela Camaño, y Susana Graciela Landriscini, junto a representantes del sistema académico, científico y tecnológico, distintas dependencias del Congreso Nacional y exponentes del sector productivo e industrial, instancia en la cual se destacó la importancia del asesoramiento científico en los parlamentos para elaborar mejores leyes que tengan un impacto positivo en la ciudadanía. Sobre este punto, el compromiso a futuro fue continuar trabajando para promover mecanismos periódicos de intercambio de conocimiento, tecnología y capital humano.

Esta actividad se dio en el marco de una serie de acciones que vienen realizando la OCAL y la Dirección General de Diplomacia Parlamentaria de manera conjunta. Entre ellas, se destacan la realización del IV Foro de Diplomacia Parlamentaria y Relaciones Internacionales, que contó con la participación de 40 representantes de los Congresos de Argentina, Bolivia, Brasil, Colombia, Chile, República Dominicana, Costa Rica, Ecuador, El Salvador, Guatemala, México, Paraguay, Panamá, Paraguay, Perú y Uruguay, y que incluyó una mesa de trabajo de funcionarios/as de las oficinas de asesoramiento científico legislativo de los parlamentos de dichos países.

Asimismo, en octubre de 2022 se dio un hito fundamental para nuestro Congreso Nacional en lo que respecta a la vinculación del parlamento con redes parlamentarias internacionales de conocimiento: la OCAL ingresó como miembro asociado a la European Parliamentary Technology Assessment Network (Red EPTA), la cual nuclea a las principales oficinas de asesoramiento científico parlamentario a nivel global desde 1990. En la actualidad, esta red cuenta con 27 miembros internacionales, de los cuales uno es la OCAL, y trata temas de interés estratégico vinculados al área ambiental, salud, educación, transición energética, ciencia, tecnología e innovación, incluyendo tópicos como inteligencia artificial, neurociencias, cultura y digitalización, biotecnología, descarbonización, ciudades inteligentes, criptoeconomía, entre otros.

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El IAPG firmó un acuerdo con la Federación del Petróleo, Gas y Biocombustibles para capacitar personal

El Instituto Argentino de Petróleo y Gas (IAPG) y la Federación Argentina Sindical del Petróleo, Gas y Biocombustibles (FASPGyBio) firmaron un convenio de colaboración y cooperación para la promoción conjunta y coordinada de prácticas recomendadas y la capacitación de recursos humanos en el ámbito de la industria del oil & gas. El acuerdo incluye otras actividades de interés común que ayuden a ambos organismos a cumplir con sus respectivos objetivos, en pro del desarrollo hidrocarburífero.

El presidente del IAPG, Ernesto López Anadón, y el secretario General Adjunto de FASPGyBio, Mario Lavia, se dieron cita ayer en la sede porteña del instituto con el fin de dejar rubricado el marco de colaboración mutua y asistencia técnica. Ambos también fueron unánimes en valorar al sector como fuente de empleo y motor de la energía necesaria para el país.

Capacitación

Durante el encuentro, las entidades coincidieron en señalar la “necesidad de la capacitación, concientización, información y difusión de programas y proyectos vinculados a la profesionalización en la industria, como principales exigencias para el desarrollo del sector, apuntando siempre a un entorno de estricta seguridad y cuidado del ambiente”, informaron en un comunicado.

“La FASPGyBio reconoce que la capacitación y las mesas de debate entre los trabajadores, las empresas e institutos como el IAPG son el camino correcto que necesita la Argentina para delinear las políticas de producción de energía y la transición hacia modelos sustentables”, señaló Lavia. “Este convenio también nos ayuda a cumplir nuestros objetivos de brindar perfeccionamiento técnico a nuestros afiliados y mejorar sus condiciones de empleabilidad, la seguridad en las operaciones y la eficiencia en el trabajo”, agregó.

Por su parte, Ernesto López Anadón comentó que “la firma de este convenio marco es una excelente noticia que nos permite difundir a través de todos los ámbitos la actualidad técnica de nuestro sector y brindar capacitación a más miembros de esta industria”. El IAPG se fundó en 1957 y hoy cuenta con 154 empresas asociadas (nacionales y extranjeras) y más de 400 socios personales.

Durante la firma, López Anadón y Lavia estuvieron acompañados por Gabriel Matarazzo, secretario de Hacienda y Turismo de FASPGyBio, y Héctor Lavia, responsable de Legales de la entidad sindical, que fue creada en 1944. Los representantes de ambas instituciones coincidieron en la importancia que tiene la industria del petróleo y el gas para el futuro desarrollo de la Argentina y prometieron realizar acciones en común para fortalecer la cadena de valor de la industria.

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TotalEnergies comenzó la construcción de un megaproyecto offshore frente a Tierra del Fuego

TotalEnergies comenzó la construcción de Fénix, el megaproyecto offshore que opera frente a las costas de Tierra del Fuego. Se trata del desarrollo gasífero costa afuera más importante de la Argentina. La compañía inició la instalación de los caños del ducto submarino que tendrá 35 kilómetros y que evacuarán el gas producido en el yacimiento.

El megaproyecto Fénix demandará una inversión de US$ 700 millones y aportará una producción de 10 millones de metros cúbicos de gas natural por día, lo cual significa un aumento significativo de la disponibilidad de gas para el país. Lo llevan Adelante el consorcio conformado por TotalEnergies (operador), Wintershall Dea y Pan American Energy.

Equipo técnico

Los trabajos comenzaron en el Mar Austral Argentino con un equipo de expertos de Saipem y TotalEnergies en el el buque de apoyo de operaciones en mar abierto Normand Commander, según informó la compañía francesa. El buque efectuó la instalación del primer sleeper de los futuros ductos submarinos en la zona próxima a la plataforma de Vega Pléyade. Estas piezas de hormigón garantizarán la estabilidad del gasoducto en zonas arenosas.

Según los equipos técnicos de TotalEnergies, el plan previsto para los próximos días incluirá la instalación de los ocho sleepers restantes, estimando finalizar esta fase en la primera semana de julio. Con la actividad del barco Normand Commander, que recuperará los sleepers en el puerto de Punta Quilla, la compañía inició formalmente la campaña offshore del megaproyecto Fénix al instalar el primero el 27 de junio.

Tubería para el proyecto Fénix lista para su traslado desde Grecia a la Argentina.

Caños

El mismo equipo técnico de TotalEnergies y del contratista SAIPEM estará a cargo de la instalación de dos líneas submarinas, cuyos tubos están finalizados y a disposición para su traslado hacia las costas de Tierra del Fuego. Estos constan de una línea de 4”, fabricada en Argentina y una de 24” hecha en Grecia, ambas con una longitud de 35 kilómetros.

La compañía francesa remarcó que el megaproyecto Fénix está avanzando según el cronograma previsto inicialmente. De acuerdo a lo planeado, en agosto comenzarán los trabajos del tendido del ducto submarino que conectará la nueva plataforma a Vega Pléyade. Esta cañería será tendida con el barco Castorone, un artefacto naval de 323 metros de eslora considerado entre los más grandes del mundo y especialmente preparado para este tipo de maniobras.

En una segunda etapa, el foco estará puesto en el equipo a cargo del transporte e instalación de la plataforma de producción, que actualmente está siendo construida el astillero de Rossetti Marino en el puerto italiano de Rávena. El traslado de la plataforma hasta la Argentina y su posterior instalación estará a cargo de la empresa Heerema y de su buque Aegir. Por último, TotalEnergies destacó que procederá a la perforación de los tres pozos horizontales, que entrarán en producción a fines de 2024.

Plataforma Fénix en construcción. Imagen el 28 de junio.

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Posco duplica inversión y llega a U$S 1.600 millones para producir litio en Catamarca y Salta

Los gobernadores de Salta y Catamarca, Gustavo Sáenz y Raúl Jalil, junto con las secretarias de Minería, Fernanda Ávila, y de Energía, Flavia Royon, y el secretario de Industria y Desarrollo Productivo, José Ignacio de Mendiguren, participaron del inicio de la construcción de la segunda fase del proyecto de litio Sal de Oro, llevado adelante por la empresa surcoreana Posco. La empresa Posco inició la segunda etapa del proyecto Sal de Oro. Esta etapa, que se desarrolla en la zona de cooperación bi-provincial entre Salta y Catamarca, se centra en la producción de carbonato de litio y alcanza una inversión […]

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Ternium avanza con la construcción del parque cósmico de Olavarría

Con 100,8 megavatios de potencia, puede abastecer a más de 230.000 hogares. Supondrá una inversión de 160 millones de dólares. Esta mañana, el Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE) anunció la solicitud de acceso a la red eléctrica mayor por parte de Ternium para construir un nuevo parque solar en la comunidad bonaerense de Olavarría. Este parque tendrá una capacidad de 100,8 megavatios y tendrá un costo de US$ 160 millones. Esto se logró mediante la Resolución Sintetizada 473/2023, que fue publicada hoy en el Diario Oficial. El Parque Eólico Vientos Olavarría fue desarrollado por la empresa homónima, una […]

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Massa avanza en la ampliación de la red de gas natural

Ariel Sujarchuk, líder del partido, y Flavia Royón, secretaria de Energía, firmaron acuerdos que garantizan el acceso a la red de gas natural a más de 12.000 militantes. Ariel Sujarchuk, alcalde de la ciudad de Escobar, fue recibido por Sergio Massa, ministro de Economía, y Flavia Royón, secretaria de Energía. Juntos firmaron cinco convenios para asegurar el financiamiento de los proyectos que extenderán el alcance de la red de gas natural a varias colonias de Escobar. Los convenios suscritos bajo la política de inversión en infraestructura energética asegurarán la cobertura de gas en 13 barrios repartidos en cinco localidades de […]

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Anuncian inversión por US$1.100 millones en plantas de litio y fábrica

La empresa Hua Lian Mining SA tiene previsto extraer el mineral en dos zonas distintas de la provincia. En enero de este año, directivos de la empresa ya le adelantaron parte de los planes de exploración al ministro Astudillo. -En enero de este año, directivos de la empresa ya le adelantaron parte de los planes de exploración al ministro Astudillo. Con dos proyectos distintos San Juan entrará de lleno en el boom de la minería del litio, según anunció ayer el vicepresidente de la empresa Hua Lian Mining SA, Daniel Montiveros. Será con una inversión que rondará los US$1.100 millones, […]

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ExxonMobil construirá un nuevo oleoducto en la provincia del Neuquén

Se trata del ducto Bajo del Choique Nordeste, que permitirá transportar 60.000 barriles diarios de petróleo. “No hay límite en la potencialidad del desarrollo de Vaca Muerta”, aseguró el gobernador Omar Gutiérrez. El ministerio de Energía y Recursos Naturales informó que, como parte del Plan de Inversiones 2023 aprobado por el gobierno provincial, se contempla la construcción del oleoducto Bajo del Choique Nordeste. Este nuevo ducto permitirá el transporte diario de hasta 60.000 barriles de petróleo a lo largo de una extensión de 43 kilómetros, con un diámetro de 12 pulgadas. La inversión estimada es de 75 millones de dólares. […]

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Banco Mundial aprobó US$ 900 millones para salud, energía e infraestructura en Argentina

Se trata de tres nuevos financiamientos que se invertirán en ampliar el acceso a energía limpia y promover medidas de eficiencia energética, mejorar la cobertura de servicios de salud y reducir los riesgos por inundaciones. El directorio del Banco Mundial aprobó tres nuevos financiamientos para Argentina que totalizan unos US$ 900 millones, de los cuales US$ 400 millones se invertirán en ampliar el acceso a energía limpia y promover medidas de eficiencia energética en hogares y comunidades vulnerables, US$ 300 millones para mejorar la cobertura de servicios de salud, y US$ 200 millones para reducir los riesgos por inundaciones en […]

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YPF explora a la hermana menor de Vaca Muerta

YPF y CGC firmaron un acuerdo en Santa Cruz para perforar los dos primeros pozos exploratorios de esta formación que buscarán conocer la calidad de la roca. El potencial de Argentina en materia de hidrocarburos aún tiene un amplio margen de crecimiento y las expectativas son altas en la Cuenca Austral donde un pozo experimental buscará conocer más sobre Palermo Aike, la hermana menor de Vaca Muerta. Es el cimiento de esta cuenca que se extiende sobre un área de 170.000 kilómetros cuadrados, desde Santa Cruz hasta Tierra del Fuego, pasando por el Estrecho de Magallanes y el suroeste de […]

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Para Vaca Muerta, durante los primeros cinco meses del año la producción de petróleo se incrementó en más de 25%

Mayo tuvo un aumento de producción del 21,18% respecto a mayo de 2022, alcanzando las 327.244 barcazas diarias. El 91% del total se atribuyó a chatarra no convencional. En cuanto al gas, la producción diaria alcanzó los 88,1 millones de metros cúbicos. Según un informe elaborado por el Ministerio de Energía y Recursos Naturales de la provincia con datos de la Secretaría de Energía de la Nación, la producción acumulada de petróleo entre enero y mayo de 2023 en la provincia de Neuquén aumentó un 25,23% respecto al período correspondiente de 2022. Mayo vio una caída en la producción de […]

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“Los proyectos de litio en la Puna necesitan gas natural y ese un recurso hoy no está disponible”

Representantes de la empresa australiana Worley destacaron la importancia de generar obras de infraestructura para aprovechar todo el potencial minero que posee Argentina. También remarcaron la necesidad de hacer más atractivo el país para atraer las inversiones necesarias y la posibilidad de un trabajo en conjunto y colaborativo entre Argentina y Australia. Worley ofrece servicios profesionales en los sectores de energía, químicos y recursos, su propósito es ofrecer un mundo más sostenible y lo hace a través del acompañamiento en la transformación de las operaciones de sus clientes hacia un futuro más sostenible. Hace 40 años desarrolla su negocio en […]

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Noruega anuncia proyectos de petróleo y gas por US$18.600 millones

En una sesión informativa diaria con un análisis especial de los escritores de Barron’s y MarketWatch sobre lo que necesita saber para el día siguiente. El Gobierno noruego aprobó este miércoles 19 proyectos de petróleo y gas por un coste total de más de 200.000 millones de coronas (18.600 millones de dólares), una medida que fue duramente criticada por los ecologistas. Terje Aasland, ministro de Petróleo y Energía, afirmó que la realización de estos proyectos “garantiza los puestos de trabajo, da forma a la competitividad y sienta las bases para la continuación de un desarrollo tecnológico que será fundamental para […]

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Las empresas canadienses CGX Energy y Frontera Energy descubren un pozo de extracción de petróleo en Guyana

Las empresas canadienses de exploración petrolera CGX Energy Inc. y Frontera Energy anunciaron el miércoles pasado que se ha descubierto petróleo en el pozo Wei-1 del Bloque Corentyne, frente a las costas de Guyana. Casi a 200 kilómetros de la costa de Georgetown, Guyana, es donde se descubrió el nuevo pogo. “La empresa combinada ha completado con éxito las operaciones de perforación sin incidentes de seguridad y prevé poner en funcionamiento la plataforma de perforación a principios de julio de 2023”, afirmaron las dos empresas en un comunicado conjunto, señalando que no se obtuvieron muestras de petróleo debido a dificultades […]

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En Agosto Salta será anfitriona de uno de los eventos más reconocidos del litio

El sector global del litio celebra entre el 9 y 10 de agosto las doce ediciones del “Seminario Internacional: Litio en la Región de Sudamérica”, uno de los encuentros de mayor despliegue relacionados con la industria, organizado por el medio especializado Panorama Minero desde 2011.

La conferencia, de renombre mundial, tendrá lugar en el Centro de Convenciones de la provincia de Salta, ubicado en el corazón del denominado Triángulo del Litio, en Argentina.

Con más de una década de trayectoria exitosa, este evento insignia de Panorama Minero ha consolidado su posición como uno de los encuentros más destacados en el ámbito del litio a partir del reconocimiento y la presencia anual de sus principales protagonistas. Año tras año, el seminario se lleva a cabo de forma itinerante en tres de las regiones más atractivas para la inversión litífera a nivel mundial: las provincias de Salta, Jujuy y Catamarca, que atraen a los principales actores vinculados a la producción de litio y la electromovilidad en un encuentro de dos días.

Para la duodécima edición se espera una afluencia masiva de más de 900 personas, incluyendo funcionarios de gobierno, representantes internacionales, líderes de la industria y expertos tanto del ámbito técnico como de negocios. El seminario contará con la participación de destacados actores internacionales, entre ellos el especialista reconocido como “Mr. Lithium”, Joe Lowry, las consultoras Benchmark Mineral Intelligence y CRU, y firmas de la talla de Citigroup, Fluor e International Lithium Association, junto a compañías productoras y desarrolladoras del nivel de Livent Corporation, Allkem Limited, Albemarle, Eramet, Lithium Americas, Alpha Lithium, Ganfeng y Lake Resources, entre otros.

La plataforma cuenta con el apoyo del gobierno de Salta e incluirá la presencia de la Secretaría de Minería de la Nación y representantes del gobierno nacional de Argentina y de países de la región. Además, se espera la participación de más de 10 países invitados, lo que brinda una oportunidad única para el intercambio de conocimientos y experiencias entre los líderes de un rubro en crecimiento.

El “XII Seminario Internacional: Litio en la Región de Sudamérica” ofrecerá dos días de conferencias, encuentros de negocios y oportunidades de relacionamiento únicas en su rubro. Los asistentes podrán participar en rondas comerciales exclusivas para sponsors, acceder a espacios de intercambio de información y establecer contactos con las máximas figuras del litio, inversores y referentes del sector privado, a la par de vincularse con representantes de cuerpos académicos, docentes, estudiantes y comunidades.

“Este evento es nuestro orgullo y se ha convertido en uno de los primeros y más reconocidos espacios relacionados con el litio a nivel mundial”, comentan desde la organización. “La industria del litio está experimentando un crecimiento sin precedentes, y el seminario proporcionará una plataforma inigualable para compartir conocimientos, establecer alianzas estratégicas y explorar las oportunidades que ofrece este segmento, en constante evolución”.

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Ferreira, titular de Abraceel: “La apertura total del mercado eléctrico es una de las reformas más importantes de Brasil”

En Brasil existe un amplio consenso entre los distintos actores del sector eléctrico: avanzar con la apertura del mercado libre de energía para todos los consumidores del país. Ese consenso se afianzó con una consulta pública del Ministerio de Minas y Energías en 2022. Compañías generadoras, transportistas, distribuidoras y comercializadoras de energía eléctrica opinaron sobre la propuesta del gobierno para seguir avanzando en la apertura del mercado de energía eléctrica, el segmento de libre contratación entre los consumidores y los proveedores que ha masificado las inversiones en energías renovables y disminuido los costos de electricidad de las industrias brasileñas. La apertura total del segmento de libre contratación para los consumidores residenciales y comercios es el gran desafío por delante, plasmado en un proyecto de ley que ahora avanza en el Congreso.

Para conocer en profundidad la reforma que se está llevando adelante en el mercado eléctrico brasileño, Econojournal entrevistó a Rodrigo Ferreira, presidente ejecutivo de la Asociación Brasilera de Comercializadores de Energía (Abraceel). Ferreira explicó con lujo de detalles el proceso de apertura del mercado eléctrico en curso, su impacto en las inversiones en energías renovables, los beneficios para la macroeconomía y los consumidores, las oportunidades con Argentina y el resto de la región en comercio e intercambio de energía, y la creación de la Asociación Iberoamericana de Comercializadores de Energía, entre otros temas.

–Abraceel es la cámara que representa a los comercializadores de electricidad y gas. ¿Qué papel juegan las empresas comercializadoras en el mercado eléctrico brasileño?

Los comercializadores de energía juegan un papel importante en el mercado de la electricidad. Desarrollan diferentes productos para satisfacer las demandas generales y específicas de sus clientes, especialmente de los consumidores, asociando productos y servicios. Para cumplir con las expectativas de diferentes grupos y nichos de consumidores, por ejemplo, los comercializadores desarrollan productos vinculados a la venta de energía, cruzando diferentes términos de suministro con diferentes fuentes de energía, con precios competitivos y asociando servicios y otros productos que son apropiados para las necesidades de los segmentos productivos y consumidores residenciales. Otro papel importante que desempeñan es proporcionar liquidez en el mercado de la energía. Al comerciar entre sí ofrecen opciones de compra y venta a otras comercializadoras que tienen necesidades a corto, mediano y largo plazo. Por último, han jugado un papel fundamental en la expansión de la generación eléctrica, apoyando nuevas inversiones. De la cartera de proyectos eólicos y solares financiados por el Banco Nacional de Desarrollo Económico durante los últimos cinco años, aproximadamente la mitad está siendo respaldada por las comercializadoras de energía.

–Brasil introdujo un mercado de libre contratación de electricidad a principios de este siglo. ¿Cuáles son las principales diferencias con el segmento regulado?

La principal diferencia entre los segmentos libre y regulado es la competencia por la venta de energía eléctrica, ya que esta misma energía eléctrica es entregada de igual manera, por la infraestructura de las distribuidoras, tanto en el mercado libre como en el mercado regulado. En el mercado libre, el consumidor puede elegir al proveedor entre cientos de empresas habilitadas para prestar el servicio de comercialización de energía eléctrica, puede elegir la fuente de la energía que consume y puede negociar precio en busca de menores costos. En este mercado, cientos de empresas compiten por la factura eléctrica del consumidor en un entorno competitivo, que fomenta la reducción de precios, la mejora del servicio y también la innovación tecnológica. La energía eléctrica es entregada a los consumidores por las distribuidoras, que tienen la concesión del gobierno para administrar la red de cables, postes y otros equipos. En el mercado regulado, la distribuidora, además de prestar servicios de administración y mantenimiento de redes, también compra y vende electricidad a los consumidores, quienes solo pueden comprar a la distribuidora. El consumidor no puede elegir la fuente de la energía que consume y mucho menos negociar el precio, ya que la tarifa es regulada y estipulada por la agencia reguladora, una agencia del gobierno federal. En el mercado regulado, una sola distribuidora vende electricidad en forma monopólica, sin competencia, con precios indexados a la inflación. El mercado libre de energía se inauguró en 1995 con la Ley 9.074 que autorizó a los consumidores existentes a comprar energía a productores independientes, siempre que tuvieran una demanda de energía eléctrica superior a 10.000 kW. La misma ley autorizó que, transcurridos cinco años, los consumidores de nueva energía pudieran comprar electricidad al proveedor de su elección, siempre que la demanda fuera superior a 3000 kW. La misma ley autorizó al gobierno federal a publicar medidas para otorgar el mismo derecho a todos los consumidores de energía en Brasil, sin restricciones, ocho años después de la promulgación de la referida ley, lo que podría hacerse a partir de julio de 2003. Sin embargo el progreso ha sido lento, y actualmente poco más de 30.000 unidades consumidores están en el mercado libre de energía brasileño.

–¿Qué relevancia tiene hoy el “mercado libre de energía eléctrica” en el mercado eléctrico brasileño?

Datos más recientes, de marzo de 2023, muestran que el entorno de libre contratación asciende a 32.627 unidades de consumo, agrupadas en 11.421 consumidores. Cada unidad de consumo equivale a un contador de energía. En los últimos 12 meses, el mercado libre de energía creció 17%, acumulando 4752 nuevas unidades consumidoras en el período que finalizó en marzo de 2023. Las 32.627 unidades consumidoras que se encuentran en el mercado libre corresponden solo al 0,04% de los 89 millones de unidades de consumo de energía registradas en Brasil. Son grandes consumidores industriales y de servicios, que pueden elegir al proveedor y buscar precios más bajos para la compra de energía eléctrica. Sin embargo, aunque pocos consumidores participan del mercado libre de energía, el volumen de energía negociado está creciendo y el mercado libre de energía es responsable por atender el 38% de toda la energía consumida en Brasil. Cuando el corte se hace considerando sólo el sector industrial, el mercado libre de energía es responsable por el suministro del 90% de toda la energía consumida por las industrias brasileñas.

–La capacidad de generación eléctrica se expandió significativamente en Brasil, especialmente en energías renovables. ¿Cómo influyó el mercado de libre contratación en las decisiones de inversión de las empresas generadoras?

El mercado libre de electricidad ha sido el principal entorno para impulsar el desarrollo de las fuentes de energía renovables en Brasil. Esto se debe a que el mercado libre de la energía se ha convertido en un gran entorno de venta de energías renovables a los consumidores que, al poder ejercer su derecho a elegir, prefieren este tipo de energía, por ser más barata y limpia. En marzo de 2023, por ejemplo, el mercado libre de energía absorbió el 54% de toda la generación de fuentes renovables especiales, considerando eólica, solar centralizada, PCH y biomasa. Fuente por fuente, en marzo de este año, el mercado libre de energía absorbió el 87% de la energía generada por plantas de biomasa, el 57% por PCH, el 48% por eólica y el 54% por solar centralizada. La tendencia es que porciones crecientes de la producción de energía de fuentes renovables continúen siendo consumidas por consumidores que pueden participar en el mercado libre. Esta demanda de los consumidores, reflejada en las negociaciones realizadas en el mercado libre de energía, impulsa nuevas inversiones en proyectos de generación renovable. Un estudio realizado por Abraceel en 2022 mostró que, del total de 45 GW de energía eléctrica centralizada en construcción en Brasil, que se esperaba que entraran en operación en 2026, el 83% estaba siendo posible gracias al mercado libre de electricidad. Esto representa más de BRL 150 mil millones en inversiones durante este período de cinco años. Actualmente, un nuevo estudio, que está siendo concluido por Abraceel, muestra que estos valores deberían más que duplicarse, debido al auge de los proyectos renovables en el país. En ese sentido, al impulsar la inversión en nuevos proyectos de energía renovable, el mercado libre de energía tiene el potencial de jugar un papel clave en el proceso de neoindustrialización, que se discute en Brasil y en varios países para fortalecer la industria localmente a partir de las oportunidades proporcionadas por la transición energética. El potencial para el desarrollo de fuentes de energía limpia es muy grande en Brasil y, por lo tanto, puede ser un atractivo para las empresas que actúan en cadenas productivas que buscan descarbonizar las etapas productivas. Este es un factor que puede ayudar a atraer inversiones, no solo en el sector energético, sino en otros segmentos industriales.

–El segmento gratuito se abrirá a todos los consumidores de alta tensión en 2024. También se está trabajando para abrir el mercado a clientes residenciales y comerciales en el futuro. ¿Cuáles son las barreras o problemas a resolver para que millones de consumidores puedan migrar del mercado regulado al mercado libre?

Brasil discute desde hace más de 20 años la apertura total del mercado eléctrico. Sin embargo, lo cierto es que sólo el 0,04% de los consumidores de energía tienen derecho a elegir a su suministrador. La apertura está atrasada, a pesar de ser una agenda de enorme consenso y expresada por agentes de todas las clases (generadores, comercializadores, distribuidores y consumidores de energía) en la Consulta Pública 137/2022, realizada por el gobierno federal entre julio y agosto de 2022. En enero de 2024, todos los consumidores de energía eléctrica de alta tensión podrán participar en el mercado libre de energía y elegir su propio proveedor si así lo desean. Cabe señalar que los consumidores de energía de alto voltaje con una demanda menor a 500 kW pueden migrar al mercado libre, siempre que lo hagan a través de un comercializador. La principal barrera para el acceso universal al libre mercado es la ausencia de un cronograma que determine las fechas en que los próximos segmentos de consumidores podrán ejercer el derecho a elegir proveedor. Esto es fundamental para que el mercado se prepare, adaptando estrategias y estructura operativa para competir y atender un amplio mercado minorista compuesto por más de 89 millones de consumidores. La apertura total del mercado eléctrico es el punto central de la modernización del sector y es una de las reformas microeconómicas más importantes en curso en Brasil, comparable a la reforma tributaria, cuando se consideran los beneficios y el potencial de generar ganancias sistémicas para el crecimiento de la economía. La consulta 137 fue importante para señalar que no existen barreras insuperables o complejas para el acceso universal efectivo al libre mercado energético brasileño. Varios estudios han demostrado que no hay riesgo de que las distribuidoras de energía se queden con demasiados contratos sin tener consumidores para venderla. Las distribuidoras en Brasil están obligadas a comprar electricidad en subastas de energía organizadas por el gobierno en contratos a largo plazo para atender a los consumidores en sus respectivas áreas de concesión. Los mismos estudios también ofrecen mecanismos para solucionar este problema, en caso de que, eventualmente, se registren excedentes de energía en las distribuidoras. De hecho, hay ajustes legales que deben hacerse para que el mercado libre de energía pueda extenderse a todos los consumidores de electricidad, incluidos los hogares y las pequeñas empresas. Estos ajustes técnicos y legales fueron todos mapeados y son posibles de realizar por el Congreso Nacional en el proyecto de ley 414/2021, actualmente en discusión, que propone una fecha para que se produzca la apertura total del mercado de energía. De la misma forma que ya se ha hablado mucho del riesgo de sobrecontratación y ya hay estudios y evidencias que demuestran que es un falso problema, otro punto que se habla mucho y que va camino de ser superado es el tema de los contadores digitales. La apertura del mercado de energía a los 89 millones de consumidores brasileños de energía puede ocurrir sin cambiar los medidores de energía, sin ningún problema, sobre todo porque la medición ya se realiza hoy, con medidores mecánicos. Incluso los organismos reguladores del sector eléctrico brasileño ya señalaron que los medidores de corriente están perfectamente preparados para medir en caso de que el mercado esté completamente liberalizado. Pero la medición inteligente, por otro lado, si no es una condición para la apertura, es una oportunidad, ya que los medidores digitales permiten una serie de funcionalidades adicionales que brindarán muchos servicios y ofrecerán muchas utilidades a los consumidores, que incluso podrían aprovechar situaciones para ganar dinero con el ahorro de energía en tiempos de crisis de escasez eléctrica.

–¿Cómo se beneficiarán la economía y los hogares brasileños con la apertura del segmento libre?

La posibilidad de que los consumidores puedan elegir su propio proveedor de electricidad generará competencia por el suministro de electricidad a millones de consumidores, lo que se traducirá en precios más bajos y servicios más adecuados. Un estudio realizado por la consultora EY para Abraceel en 2022 arrojó que la apertura total del mercado eléctrico en enero de 2026, autorizando a los consumidores de cualquier tamaño y segmento a comprar energía al proveedor que elijan, podría resultar en un ahorro del 18% sobre la factura final de electricidad. Eso llevaría a un aumento de 0,7% en la renta disponible agregada, liberando a los consumidores más de R$ 20 mil millones para compras de bienes y servicios. Como resultado, el movimiento adicional de la actividad económica llevaría a un crecimiento de 0,56% del PBI y a la creación de aproximadamente 700 mil nuevos puestos de trabajo. El mercado libre de energía ha beneficiado años tras año a sus consumidores con precios más bajos. En 2022 proporcionó un nivel récord de R$ 41 mil millones en ahorros en los costos de energía eléctrica, resultado impulsado por un consumo mensual promedio de 24.503 MW, un volumen sin precedentes en la historia de la demanda de los consumidores libres. En los últimos 20 años, el ahorro acumulado que los consumidores libres han logrado totaliza R$ 339 mil millones. La próxima etapa de apertura del mercado, que será para los consumidores de energía de baja tensión, beneficiará a todos los consumidores, independientemente de su clase social, con menores montos en sus facturas eléctricas. Esto es evidente en un estudio reciente de Abraceel, publicado en mayo de este año. Una de sus principales revelaciones es el beneficio que se podría otorgar a los consumidores de bajos ingresos, incluso aquellos que ya reciben descuentos en su factura de electricidad a través de la tarifa social, que es un beneficio otorgado por el gobierno brasileño, pero pagado por todos los demás consumidores de energía. Estos descuentos de tarifa social pueden alcanzar hasta el 65% de la factura eléctrica, en función del consumo mensual. Si tuvieran derecho a elegir su proveedor de energía en el mercado libre de energía, más de 5 millones de consumidores brasileños de bajos ingresos, segmento que suma casi 15 millones de unidades consumidoras, podrían obtener descuentos adicionales de entre 7,5% y 10% en la factura de energía. Además de los consumidores de bajos ingresos, los beneficios se difundirían a otras categorías importantes, como la clase media y las pequeñas empresas, minoristas, productores rurales e industrias, que conforman un “Brasil olvidado”, que suma 150 millones de brasileños en 73,5 millones de unidades de consumo. Este grupo de consumidores no ha sido objeto de estructuración de políticas públicas para reducir el costo de la factura eléctrica en los últimos años. La clase media brasileña también se beneficiaría enormemente.

–Algunas voces expresaron su preocupación por la posibilidad de que las empresas de distribución sobrecontraten energía cuando el mercado libre sea abierto a millones de consumidores.

La posible sobrecontratación por parte de las distribuidoras es un tema importante, pero que no nos preocupa. En el estudio que EY realizó para Abraceel quedó claro que el riesgo de sobrecontratación por parte de las distribuidoras, de aquellas que tienen un exceso de contratos de energía por encima de la demanda de sus clientes como consecuencia de la migración de consumidores desde el mercado regulado de forma gratuita, no será un problema si los poderes públicos deciden conceder el derecho de elección a todos los consumidores en enero de 2026. Con respecto a la cartera de contratos de las distribuidoras, el estudio identificó que su stock de contratos en el mercado regulado se reducirá naturalmente para 2028. Una de las principales razones es que Eletrobras, ahora una empresa privada, comenzará a vender su energía en el mercado libre año tras año, en la proporción del 20% de la cartera asignada actualmente en el mercado regulado por año, durante cinco años. Esto fue determinado por la legislación que autorizó la privatización de la empresa. Esta energía que actualmente se vende en el mercado regulado en un modelo denominado “régimen de cuotas” solo remunera los costos de operación y mantenimiento de la producción de energía. Además, otro factor que ayudará a reducir el stock de contratos en las distribuidoras es la terminación de los contratos más antiguos, para la venta de energía en el mercado regulado de centrales termoeléctricas a petróleo, con mayores costos de operación. En esta secuencia, nuestro estudio muestra que entre 2028 y 2032 hay un período de estabilización en la reducción de estos contratos. Con estas y otras premisas, el estudio deja claro que no hay riesgo de exceso de energía con las distribuidoras. Incluso en un escenario más agresivo, que combina supuestos como una visión conservadora del crecimiento de la demanda de energía con una visión de migración del 70% de los consumidores del mercado regulado al mercado libre, sería posible una pequeña cantidad de energía excedente, pero fácilmente resuelta a través de los mecanismos introducidos por la Ley 13.400/2021. Esta ley trajo una regla importante para los distribuidores: todo el volumen de energía proveniente de generación distribuida debe ser considerado y reconocido por Aneel (la agencia reguladora brasileña del sector eléctrico) en los procesos de revisión tarifaria. De esta forma, la distribuidora puede señalar que perdió consumidores en el volumen producido por la generación distribuida, evitando asumir en estos montos las pérdidas financieras en sus balances. Las distribuidoras no registrarían escenarios de sobrecontratación con la migración de consumidores al mercado libre a partir de enero de 2026. Un punto importante sobre los riesgos de sobrecontratación de las distribuidoras es la discusión en el Congreso Nacional. El proyecto de ley que propone la apertura total del mercado energético brasileño prevé como regla que si se registra un excedente de energía de las distribuidoras los costos serían compartidos por los consumidores libres y por los consumidores que permanecen en el mercado regulado. Otro punto muy relevante es que no siempre el excedente de los contratos de energía significará necesariamente pérdidas para el consumidor atendido por las distribuidoras en el mercado regulado. Esto se debe a que el resultado, se trate de una pérdida o una ganancia, siempre dependerá de dos precios: el precio de compra de esa energía por parte de la distribuidora en algún momento del pasado y el valor de venta de esa misma energía en el mercado de corto plazo. Cuando el precio de corto plazo es superior al precio de compra, la energía excedente de las distribuidoras no resultará en cargos, sino en bonificaciones para los consumidores. Las ganancias que el distribuidor obtenga en esta transacción deberán ser transferidas obligatoriamente a los consumidores. Esta posibilidad de obtener ganancias para los consumidores si existe un excedente de energía con las distribuidoras es real.

–La reciente volatilidad de los precios internacionales de la energía provocó problemas y quiebras en el sector de comercializadores de electricidad en algunos países, principalmente en Europa. ¿Qué factores se deben tener en cuenta a la hora de ampliar la libre contratación en el mercado eléctrico brasileño?

El shock de oferta provocado por la guerra entre Rusia y Ucrania, con los consiguientes picos de precios, es uno de estos acontecimientos impredecibles y graves, pero los gobiernos y los mercados han encontrado formas y mecanismos para abordar los problemas, incluso si las soluciones no han sido las mejores o han dejado daño a un lado o al otro. El impacto de este conflicto se sintió en el mercado energético mundial, con costos para consumidores y empresas. En Brasil ocurrieron dos crisis recientes y el mercado libre de energía, a través de las relaciones bilaterales, encontró soluciones y no socializó pérdidas. Una de las crisis fue la pandemia del Covid-19. Otro, de origen e impacto local, fue la grave escasez de agua que se produjo en Brasil entre 2020 y 2021, reduciendo la oferta disponible y aumentando los precios de la electricidad. En ambas crisis, el libre mercado sufrió impactos negativos, pero los agentes negociaron entre sí y, bilateralmente, encontraron soluciones. En el mercado regulado de energía, sin embargo, los consumidores, incluidos los que migraron al mercado libre después del incidente, aún pagan cuotas de préstamos bancarios que fueron tomados por las distribuidoras para evitar, en ese momento, que los costos de la energía se trasladaran inmediatamente a la factura de la luz. Esto demuestra que el mercado libre de energía es lo suficientemente robusto y flexible para enfrentar crisis causadas por varios shocks, pero incluso eso no impide que las empresas y los agentes en general busquen fortalecer aún más la seguridad del mercado eléctrico brasileño. Actualmente, se encuentra en las etapas finales de estructuración un programa para el seguimiento de las operaciones financieras de las empresas eléctricas. El objetivo es tener un seguimiento preventivo del nivel de apalancamiento de las empresas, con el fin de actuar con anticipación y evitar riesgos sistémicos. Este programa, una vez aprobado por las autoridades reguladoras, será objeto de una prueba más larga, que se realizará en paralelo al funcionamiento del mercado.

–El año pasado la Cámara de Comercialización de Energía (CCEE) y el Operador del Sistema Eléctrico Nacional (ONS) habilitaron un nuevo mecanismo para la venta diaria de energía hidroeléctrica a los países vecinos. Desde el punto de vista del segmento de comercialización, ¿cuáles son las oportunidades relacionadas con el intercambio y la comercialización de electricidad en la región?

La exportación de energía eléctrica a otros países sudamericanos ha sido una oportunidad para rentabilizar la producción eléctrica en un escenario de excedente de energía eléctrica en el mercado brasileño, combinado con el estancamiento de la demanda. Estas operaciones de exportación aún generan beneficios para los consumidores, ya que parte de los ingresos por exportaciones se revierten en descuentos arancelarios. Así, en los primeros meses de 2023, hasta mayo, las comercializadoras buscaron exportar energía a Argentina y Uruguay por cuestiones de mercado. El escenario energético favorable en Brasil generó excedentes hidroeléctricos que podrían ser exportados a los países vecinos, además de las exportaciones termoeléctricas, con ganancias para todos los países involucrados. El crecimiento de estas operaciones de exportación, así como las de importación, depende de la actual capacidad de intercambio internacional, que se limita a las conexiones con Argentina y Uruguay. Cabe mencionar que, en el caso de la generación hidroeléctrica, estas exportaciones solo pueden darse si hay exceso de generación y en época de lluvias, y su venta revierte en beneficio de otros generadores hidroeléctricos.

–Algunas voces reclaman una mayor integración energética en América del Sur, para facilitar la transición energética y mejorar la seguridad energética. Argentina y Brasil han mostrado recientemente más interés en comercializar más gas y electricidad. ¿Qué cree que se necesita para aumentar el comercio de energía entre estos países?

La disposición política y la expansión de las conexiones internacionales son importantes para fortalecer el desarrollo del mercado eléctrico entre países. Es necesario que los líderes estén alineados en el objetivo común de promover un mercado regional y la expansión del intercambio es beneficiosa para los países y debe ser estimulada, con base en mecanismos de mercado. En ese sentido, Abraceel está participando en la creación de la Asociación Iberoamericana de Comercializadores de Energía para discutir la apertura de mercados en los países y el estímulo a la venta de energía en los países. En un acto formal el 13 de junio, las asociaciones de comercializadores de energía de Brasil, Chile, Colombia, España, México y Portugal firmaron un acuerdo de principios para la creación de una entidad que los reúna para compartir experiencias y promover acciones de promoción de la comercialización en América Latina. Argentina, por ejemplo, aún no es miembro, ya que no se ha identificado ninguna asociación de comercializadores en el país. Sin embargo, considerando el carácter estratégico de impulsar el comercio regional, se invitará a integrarse al grupo a empresas con un rol central en el funcionamiento de los mercados de sus países, como es el caso de la Compañía CAMMESA. Mediante el acuerdo, estas asociaciones se comprometieron a buscar una competencia efectiva en los mercados energéticos para permitir la entrega de servicios flexibles de acuerdo a las necesidades de cada usuario final. Los grupos también acordaron promover la existencia de un mercado energético común que proporcione liquidez y transparencia a las transacciones entre los diferentes agentes del mercado, de modo que los usuarios finales puedan acceder a precios óptimos. También coincidieron en defender la promoción de un marco regulatorio adecuado y estable que garantice la inversión privada, enfatizando la importancia de las interconexiones e intercambios internacionales que permitan la creación de mercados energéticos regionales.

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, Nicolás Deza

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China ya está instalando el aerogenerador más grande del mundo

Un aerogenerador de 16 megavatios (MW) y un diámetro de rotor de 252 metros, el mayor del mundo, se está instalando frente a la costa sudoriental de China.
El aerogenerador forma parte de la segunda fase del parque eólico Zhangpu Liuao de China Three Gorges Corporation (CTG).

El proyecto 885 millones de dólares está situado al sureste de la península de Liuao, en la provincia china de Fujian.

Tiene un área de barrido de unos 50.000 metros cuadrados y el cubo de la turbina mide 146 metros de altura,.

Según CTG, una turbina de 16 MW es capaz de generar 34,2 kWh de electricidad por cada revolución y puede producir más de 66 GWh de electricidad limpia al año.

Por otro lado, el parque eólico marino Zhangpu Liuao Fase 2, de 400 MW, podrá producir unos 1,6 TWh de electricidad al año. Según CTG, esto puede ahorrar unas 500.000 toneladas de carbón estándar y reducir las emisiones en unos 1,36 millones de toneladas anuales.

El récord de la turbina eólica más grande del mundo lo posee la MingYang Smart Energy MySE 16.0-242, que utiliza palas de 118 m para barrer una superficie de 46.000 m2. Y pese a ser algo más pequeña que la de CSSC, se espera que también pueda generar hasta 80 GWh de electricidad al año.

La industria de energía eólica marina china no deja de crecer. Según datos de la Administración Nacional de Energía, ya en 2021 la capacidad instalada de energía eólica del país superó los 300 millones de kilovatios: casi el doble que en toda la UE y casi tres veces la de EEUU.

Además, la empresa fabrica la gran mayoría de los componentes que necesita en sus propias fábricas para evitar problemas en la cadena de suministro. Se espera que la turbina comience a funcionar en los próximos meses.

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Revelan que se podrían producir 6 hubs de hidrógeno verde en un valle en el sur de Perú 

Con la vista puesta en la descarbonización de la economía en Perú, el hidrógeno verde se reconoce como una palanca clave en contextos de consumo masivo de energía. 

Sus aplicaciones pueden fortalecer la independencia energética, mitigar los desafíos de la variabilidad de los sistemas renovables, favorecer la diversificación económica de un territorio y contribuir a su desarrollo socioeconómico.

Si bien en Latinoamérica la producción del vector energético se encuentra en etapas iniciales por sus altos costos y la necesidad de inversión en infraestructura, el primer estudio nacional realizado en el 2021 por la Asociación Peruana de Hidrógeno (H2 Perú) posiciona al país como un posible líder mundial por su alto potencial renovable, y su ubicación geográfica estratégica en el Cono Sur. 

Bajo esta premisa, identifica potenciales Hubs de hidrógeno verde en el sur del país, a través de un estudio realizado junto a Moquegua Crece, alianza pública-privada que está comprometida con el desarrollo socio económico de la región y que es impulsada por Anglo American, el Gobierno Regional de Moquegua, MC Inversiones, ENGIE Energía Perú y la corporación internacional financiera – IFC.

Estudio-Valle-H2V-Sur-Peru-2023

 

El reporte expone que la zona costera y altiplánica del Perú presenta un recurso eléctrico renovable atractivo para la producción de H2 y proyecta una disminución del 25% de los precios de electricidad para el 2050. 

Ante estas cifras, se identifica un potencial “Valle del hidrógeno sur” conformado por las regiones Ica, Arequipa, Moquegua, Tacna y Puno, donde se podrían desarrollar hasta seis hubs de producción de hidrógeno verde para satisfacer la demanda local y generar un nuevo mercado de exportación. 

El objetivo es que este “Valle de Hidrógeno” consolide segmentos de demanda y producción dentro de esta zona geográfica específica cubriendo  la cadena de valor completa: producción, almacenamiento, distribución, y uso final.

“El excelente potencial solar con factores de planta rondando el 30%, junto con decrecientes precios de electricidad (40 – 55 USD/MWh) generan las condiciones óptimas para tener un costo del hidrógeno competitivo (2.0 – 3.5 USD/kg H2) en Moquegua (Hub)”, precisa el reporte.

De esta forma, el precio del vector energético producido en Moquegua y puesto en países como Estados Unidos, Japón o Alemania resulta competitivo comparado con la producción en sitio en el destino (sin subsidios). 

Sumado a esto, la minería y manufactura como principales actividades industriales generan una demanda suficiente de hidrógeno que permite aprovechar los beneficios de las economías de escala de la cadena de valor (30 – 300 kton H2/año).

Además, la investigación explica que Moquegua posee alternativas para obtener agua para la producción de hidrógeno, tales como el uso de agua de mar desalinizada, o el uso de aguas residuales tratadas. 

“El consumo de agua para la producción de hidrógeno no es significativo si se compara con el consumo de otras industrias como la agricultura o minería. Por ejemplo, para producir 320 kton H2/año se requieren alrededor de 0.45 m3/s de agua”, asevera el informe.

Según el estudio, a largo plazo, toda esta nueva economía de hidrógeno podría generar en Moquegua entre 3,400 a 74,000 empleos directos y entre 800 a 4,000 MUSD de PBI adicional como mínimo.

Cabe destacar que el ecosistema del hidrógeno verde se ha desarrollado desde hace dos años a través de H2 Perú, y ya se están identificando aplicaciones de implementación a corto plazo, como por ejemplo grúas horquilla, buses urbanos, camiones de alto tonelaje para el transporte de mercancías y electrificación de comunidades aisladas, en otras opciones.

Algunas de estas opciones ya se encuentran en etapa de evaluación por parte de actores privados de la región de Moquegua, y Moquegua Crece se propone acompañarlos así como las instituciones locales, realizando estudios sobre elementos fundamentales de la cadena de valor del hidrógeno.

 

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El Banco Mundial aprobó un nuevo préstamo para energías renovables a Argentina

El Directorio del Banco Mundial aprobó tres nuevos préstamos para Argentina, por un total de USD 900 millones, que estarán destinados a financiar obras de infraestructura, ampliar el acceso a la energía limpia y mejorar la cobertura de servicios de salud de calidad, y que los tres serán de margen variable, reembolsables en 32 años y con un período de gracia de 7 años. 

“Con el foco puesto en acciones de mitigación y adaptación al cambio climático, estaremos llevando adelante proyectos de infraestructura para mitigar los efectos de eventos climáticos extremos como las inundaciones en el Norte Grande argentino, así como también proveer de más y mejores herramientas que contemplen el uso eficiente de la electricidad de las familias argentinas”, sostuvo Sergio Massa, ministro de Economía Argentina.

“Estamos acompañando a la Argentina con inversiones que ayuden a reducir su vulnerabilidad climática frente a las inundaciones y que permitan avanzar en la transición energética, de la mano de energías limpias y de una mayor eficiencia”, afirmó Marianne Fay, directora del Banco Mundial para Argentina, Paraguay y Uruguay. 

Puntualmente, para ampliar el acceso a energía limpia y promover las medidas de eficiencia energética en comunidades vulnerables, el Banco Mundial destinará USD 400 millones para el proyecto “Energía Limpia para Hogares y Comunidades Vulnerables”, que prevé beneficiar a 200.000 personas en áreas rurales remotas

¿Cómo? Ya sea mediante la construcción y/o renovación de mini-centrales con generación renovable y según la opción de mínimo costo en hogares aislados; o con la provisión e instalación externa e interna de sistemas solares (térmicos, eléctricos o de bombeo de agua) y eólicos individuales en viviendas y servicios públicos rurales dispersos, como por ejemplo escuelas, centros de atención primaria de la salud, puestos de frontera y controles viales, entre otros. 

También se apoyará a clubes de barrio y centros comunitarios en la compra e instalación de equipos de iluminación eficientes que ayudarán a reducir el consumo de electricidad y ahorrar dinero, de tal manera que se espera alcanzar la meta de 2500 instituciones hacia el año 2029. 

¿Cómo? Ya sea mediante la construcción y/o renovación de mini-centrales con generación renovable y según la opción de mínimo costo en hogares aislados; o con la provisión e instalación externa e interna de sistemas solares y eólicos individuales

Y tal como adelantó Energía Estratégica a principios de junio, este préstamo surge en parte a raíz del gran desempeño con que cerró el Proyecto de Energías Renovables en Mercados Rurales II durante el 2022. 

En dicho año, el PERMER batió récords históricos al adjudicar 8 licitaciones (44% de toda la historia del programa) por un monto total de USD 64.608.921 (un 46% de lo adjudicado los últimos siete años), cifra que implica un aumento del 150% respecto al monto adjudicado en 2021, correspondiente a U$D 25.700.662. Mientras que ese total de obras adjudicadas tendrá un impacto positivo en 81.693 pobladores rurales dispersos en 22 provincias del país.

Cabe recordar que el PERMER se mantuvo en vigencia gracias a un préstamo del Banco Mundial, el cual fue prorrogado entre fines del 2020 y principios del 2021 hasta mediados del año pasado. Pero desde la finalización de ese financiamiento hasta la actualidad, no hubo nuevas licitaciones. 

Pero según pudo averiguar este portal de noticias, ya se trabaja en retomar ese fructífero camino y, si hubiera un nuevo préstamo ya se pretende trabajar las instituciones públicas en redes eléctricas deficitarias para garantizar la energía necesaria para cumplir con el servicio. 

Como también aumentar la potencia máxima de los hogares y la energía del banco baterías en pos de con dos versiones re-potenciadas para tales segmentos: un sistema de 300-400 W y otro de 700-800 W de capacidad. 

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La Comisión Nacional de Energía de Chile lanzó el capítulo sobre Declaración de Costos Variables

La Comisión Nacional de Energía (CNE) de Chile publicó el capítulo referido a la Declaración de Costos Variables de la Norma Técnica de Coordinación y Operación (NTCyO), la cual instaura las exigencias, procedimientos, metodologías y condiciones de aplicación con las que se regirá el proceso de coordinación y operación del Sistema Eléctrico Nacional. 

Además, el objetivo del capítulo es establecer las disposiciones aplicables a las declaraciones de costos, que cada coordinado del SEN deberá presentar al Coordinador, tanto para las generadoras térmicas como para las que tengan recursos gestionables.

De igual manera, se regulan las funciones, obligaciones y atribuciones del CEN, a fin de resguardar la completitud, trazabilidad y veracidad de la información proporcionada por los coordinados en las declaraciones de costos mediante los procesos de verificación de declaraciones y auditorías.

“Es la última etapa de la pirámide normativa porque ya tenemos la ley y el reglamento (aprobado en 2019). Aunque más que la expectación por la importancia de la norma, es importante porque se demoró mucho”, señaló Teresita Vial Villalobos, abogada en regulación eléctrica en ACU Abogados, durante una conversación con Energía Estratégica. 

“A partir de ahora sí se define cómo deben informar y calcular los costos variables (CV) las centrales en cuestión. Es decir que da ciertas luces de cuáles serán considerados costos y, en una modelación de un proyecto, se podrá calcular cuál será el CV y cómo el Coordinador lo incorporará al SEN” agregó. 

“Es un proceso que no se había actualizado desde la creación del Coordinador (a parte del GNL) y que permite declarar costos que hoy no se consideran. Además establece reglas para costos como los de partida que son relevantes si se quiere aportar flexibilidad al sistema”, complementó Daniela González, experta en regulación del sector energía y derecho administrativo y fundadora de la Consultora Domo Legal. 

¿Cómo impacta en las energías renovables? Si bien este capítulo no acapara directamente a las ENRC, sí lo hace con los proyectos que posean recursos gestionables, tales embalses, parques híbridos con capacidad de almacenamiento, sistemas de baterías o centrales de concentración solar de potencia. 

De todos modos, la abogada en regulación eléctrica en ACU Abogados descartó que esta norma técnica modifique el panorama para la primera y única primera Licitación de Suministro del año, con la que se prevé abastecer los consumos de los clientes regulados del Sistema Eléctrico Nacional, a partir de los años 2027 y 2028 hasta 2046 y 2047, respectivamente.

Y cabe recordar que esa convocatoria acarrea cambios en la segmentación zonal y beneficios para el almacenamiento de energía, entre otras cuestiones, mientras que el lanzamiento está previsto para julio y la presentación de ofertas para diciembre de 2023.

El Ministerio de Energía de Chile puso a consulta un nuevo reglamento de potencia

“Es parte de un rompecabezas en el que faltan otras piezas. Como se atrasó tanto la publicación y dividida la norma, hasta no tener el puzzle completo, es difícil decir si impacta o no, pero da más claridad a temas que no lo estaban”, remarcó Teresita Vial Villalobos. 

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Héctor Herrera de Inproca: “el mantenimiento es el principal aliado de la confiabilidad”

Continúan las repercusiones del megaevento de Future Energy Summit en el Caribe. Allí, expertos de la industria analizaron aquellos temas que consideran de impacto para el crecimiento del parque energético en República Dominicana y resto de la región.

Entre ellos, Héctor Herrera, gerente de diagnóstico y mantenimiento de la empresa Inproca, brindó una entrevista exclusiva en la que se refirió a la importancia del correcto mantenimiento de sistemas eléctricos vinculados a proyectos de energías renovables.

Según explicó el ejecutivo, los principales retos de mantenimiento de sistemas de tecnologías como eólica y solar parten de problemáticas de la disponibilidad de generación en el sistema y se extienden al mantenimiento de cada uno de sus componentes.

“Como sabemos en todo sistema de generación se busca mucho la productividad y con ella la confiabilidad. El mantenimiento es el principal aliado de la confiabilidad. Por lo tanto, tenemos que adecuar que esa producción no se vea muy lastimada por los programas de mantenimiento”, indicó.

Ejemplificando un caso de la práctica del mantenimiento, advirtió que en el caso de la energía solar se suele optar por mantenimientos en horarios de poco sol, lo que presenta también un reto porque las condiciones ideales para diagnóstico y mantenimiento son precisamente las horas en las que se registra la mayor temperatura y menor humedad relativa.

“Los retos de mantenimiento también vienen por el gran crecimiento del activo cables de alta tensión y de media tensión”, añadió el gerente de diagnóstico y mantenimiento de Inproca.

Siguiendo la explicación del especialista, los sistemas de energías renovables tienen muchos cables que deben ser diagnosticados y representa un reto al momento de realizar la prueba y el diagnóstico de estos activos, porque un proceso que requiere muchas veces una desconexión que no siempre es tan sencillo como lo pudiera ser si se tratara de un transformador o de una subestación en aire.

En estos temas, Inproca acumula 20 años de expertise no sólo en el mercado dominicano sino también extendiéndose a otros países de Centroamérica y el Caribe. Es así que, en la región ofrece soluciones específicas desde distintos departamentos que están enfocadas en atender ese tipo de mantenimientos incluyendo todo lo que tiene que ver con diagnóstico de subestaciones, con mantenimiento general en sistemas fotovoltaicos o sistemas de energía solar, eólica, entre otras.

Inproca además cuenta con un laboratorio a través del cual ofrece un diagnóstico confiable de los principales activos que conforman el parque energético y análisis de aceite dieléctrico (ver más). Al respecto, desde la compañía adelantaron que este laboratorio va camino a la acreditación de la normativa ISO/IEC 17025 garantizando el cumplimiento de altos estándares de calidad en sus análisis.

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De los 823 MW de capacidad instalada renovable de Nuevo León, el 96% proviene de proyectos eólicos

En el estado mexicano de Nuevo León, especialmente en el norte, hay un potencial significativo para el desarrollo de parques eólicos a gran escala por sus constantes vientos.

Aunque es un hecho que en los últimos años los proyectos de utility scale se han visto frenados principalmente por las cancelaciones de subastas de la actual gestión en todo el país, especialistas vislumbran un fuerte interés por invertir en esta matriz en Nueva León, de cara a las elecciones que se llevarán adelante el 2 de junio de 2024.

En efecto, Eduardo Sanchez, director general de la Agencia de Energías Renovables del Gobierno del Estado de Nuevo León explica a Energía Estratégica el creciente interés de los inversores por el nearshoring y como están trabajando para detonar esta industria.

“En el estado hay 823 MW de capacidad instalada de generación. El 96% son proyectos eólicos y solo tenemos un parque solar de 30 MW al sur del estado. Si bien el último proyecto que se incorporó a la red fue en 2021, hemos visto en los últimos meses un apetito nuevamente de desarrolladores para la instalación de nuevos proyectos en Nuevo León”, afirma. 

Según el experto, como estado tienen una ruta energética, donde buscan la manera ideal para que los proyectos renovables se puedan detonar en zonas estratégicas donde el dimensionamiento sea el correcto y la infraestructura lo permita .

En efecto, llevan adelante un estudio en el cual identifican las zonas de mayor potencialidad para proyectos de gran escala en el estado y buscan generar las condiciones en estos municipios en materia de infraestructura para que esta no sea una limitante.

“El objetivo principal de la agencia es lograr la transición energética. Sabemos que los permisos para la mayor cantidad de los proyectos se otorgan a nivel federal y que a nivel estatal estamos un tanto restringidos en lo que podemos hacer”, reconoce Sánchez.

“No obstante, seguiremos apostando en empujar una mejor planeación de la demanda, profesionalizar el sector para que oferten productos y servicios de calidad y generar las condiciones para la inversión”, asegura.

El especialista revela que hay proyectos a gran escala de gran inversión que buscan realizar la manufactura de proyectos solares o eólicos que están en prospección.

“Empresas que se dedican a dar operación y mantenimiento de parques eólicos o que buscan manufacturar componentes para las torres eólicas han tenido acercamiento aquí en el estado. Identificamos qué componentes se pueden manufacturar para ser más competitivos y atraer inversiones”, destaca.

De esta forma, Sánchez concluye: “Si vemos en el estado es que existe la demanda de usuarios que buscan migrar su energía a fuentes renovables. Entonces hay que explotar ese apetito por invertir e integrar la cadena de valor en Nuevo León para potenciar el crecimiento de la industria renovable que hemos visto en estos meses”.

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CGC, asociada con YPF, en procura del shale de Palermo Aike

Compañía General de Combustibles (CGC) e YPF tienen previsto encarar antes de fin de año, asociadas al 50 por ciento cada una, un pozo piloto horizontal para extraer hidrocarburos en el área Cañadón Deus, de la formación geológica Palermo Aike (Cuenca Austral, Santa Cruz), que aloja reservorios no convencionales.

Esto, en el marco de un acuerdo que las dos empresas suscribieron en mayo último y que contempla también perforar un pozo similar en el área Paso Fuhr, en 2024.

CGC (Compañía General de Combustibles) realizó estudios en dicha formación desde 2017, y en 2021 logró romper la roca madre y tener una fluencia sostenida de hidrocarburos (con mas crudo que gas), lo cual mas que justifica la realización de los dos pozos horizontales, y la evaluación comercial de su producción.

Si todo va bien para CGC, que opera el 60 % de Palermo Aike, verá fluir sostenidamente petróleos livianos (51 y 38 grados API), en la que se proyecta como la tercera cuenca de shale de la región sudamericana, detrás de Vaca Muerta (NQN) y de La Luna, en Venezuela, todavía no desarrollada.

Martín Cevallos, vicepresidente de Exploración y Desarrollo de CGC, expuso sobre los proyectos en desarrollo de la compañía en el marco de la Argentina Energy Summit 2023, que se desarrolló en el Hilton Hotel de Buenos Aires (organizado por The Energy Circle y IN-VR).

CGC desarrolla proyectos de exploración en la Cuenca Austral desde 2015, y de producción desde 2021 en la Cuenca Golfo San Jorge y Cuyana, con foco en áreas convencionales maduras con pozos que habían dejado de ser operados hace varios años, en los que se aplican técnicas de recuperación secundaria y terciaria. Es tercera productora en la CGSJ.

“En procura de la formación no convencional, en diciembre de 2021 fracturamos el primer pozo (Cañadón Deus), y el segundo (Estancia Campos) en febrero de 2022. Es decir que en cuatro meses logramos producción de petróleo contínua en ambos pozos”, comentó Cevallos, alentado por los resultados preliminares obtenidos en dos pozos que estan ubicados a 40 kilómetros uno del otro.

Con el aporte de la experiencia acumulada por YPF en Vaca Muerta y el desarrollo tecnológico alcanzado, buscamos realizar este año un pozo seguro, horizontal, con menos fracturas para luego obtener un desarrollo escalable”, indicó Cevallos en referencia a Cañadón Deus.

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BNDES confirma que financiará la transición energética de Brasil

El Banco Nacional de Desarrollo Económico y Social (BNDES) de Brasil analiza un nuevo financiamiento para la transición energética del país, entre lo que se incluiría el avance tecnológico de proyectos de hidrógeno verde. 

“Queremos incentivar la industria de electrolizadores, amoníaco verde, química verde, combustibles bajos en carbono y estamos considerando políticas para eso”, aseguró Luciana Costa, directora de Infraestructura, Transición Energética y Cambio Climático del BNDES durante un evento. 

Y según informó, la cartera de inversiones en infraestructura de dicha índole podría superar los R$ 47 mil millones (cerca de USD 9,7 mil millones), lo que representaría un crecimiento de la cartera financiera del banco en aproximadamente un 10% con respecto al 2022. 

Asimismo, la especialista planteó como atractiva la posibilidad de que existan subsidios “inteligentes y focalizados” en diversos rubros energéticos, abriendo la puerta a un nuevo plan que favorezca al H2V y futuras licitaciones de dicho vector, similar al Programa de Incentivo a Fuentes Alternativas de Energía Eléctrica (PROINFA) por el cual se agregaron 1,3 GW de capacidad eólica al sistema interconectado brasileño mediante tarifas del tipo feed-In y contratos PPA.

“Esto ya lo hicimos con las energías renovables post-apagón y lo hicimos bien. Pero el coste de la energía del hidrógeno verde es más caro que el de los hidrocarburos y vamos a necesitar nuevos incentivos”, señaló Luciana Costa. 

Aunque para catalizar tal apoyo, la directora de Infraestructura, Transición Energética y Cambio Climático del BNDES remarcó la “necesidad” de contar con legislaciones acordes para todas las variantes tecnológicas y apuntó principalmente a la eólica marina y el almacenamiento de energía, considerando que ya se planifica subastas para la concesión de autorizaciones en aguas jurisdiccionales de Brasil para empezar los estudios ambientales de proyectos offshore. 

“La legislación estadounidense está más avanzada que la nuestra y ahora tenemos que tener política pública, regulación y dar seguridad a la inversión privada”, sostuvo. 

Estas declaraciones llegan pocos días después de que el Ministerio de Minas y Energía confirmara el lanzamiento de un master plan de descarbonización de la Amazonia y de que Luiz Inácio Lula da Silva ratificara el compromiso del país con la transición energética y la mitigación del cambio climático. 

Lula da Silva: “Estamos apostando por el hidrógeno verde en todos los estados del Nordeste”

Aunque cabe recordar que el gobierno de Lula da Silva tomó el control del Banco Nacional de Desarrollo Económico y Social a comienzos de este año, y desde aquel entonces la entidad financiera apostó con más fuerza en proyectos de generación renovable. 

Además de que se busca impulsar inversiones en empresas que actúen en el mercado libre de energía – hoy con gran parte de la operación en empresas de alto consumo industrial.

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Sonnedix inicia las operaciones de su mayor proyecto renovable en Chile

Sonnedix, productor internacional de energía renovable, ha iniciado operaciones de su planta solar fotovoltaica Sonnedix Meseta de los Andes en Chile. Esta planta de 160MW es el mayor proyecto solar fotovoltaico en Chile Central y el segundo mayor proyecto de la compañía a nivel mundial. 

La construcción de Sonnedix Meseta de los Andes comenzó en junio de 2021, abarcando alrededor de 250 hectáreas dentro de la Región de Valparaíso de Chile, en las comunas de Calle Larga y Los Andes. Durante su fase de construcción, Sonnedix generó 300 puestos de trabajo locales, en línea con su compromiso con el desarrollo social y económico de las comunidades en las que opera. La planta se completó en abril de 2023, conectándose al sistema energético nacional el 17 de febrero de 2023. 

El 22 de junio, Sonnedix Chile organizó un pequeño evento para celebrar la finalización de este proyecto, acompañado por representantes del Directorio de Sonnedix.

Durante el evento, el Presidente de Sonnedix Chile, Sergio del Campo, destacó que «durante su primer año, Sonnedix Meseta de los Andes generará aproximadamente 386.750MWh, abasteciendo a más de 180.000 hogares chilenos y evitando alrededor de 160.000 toneladas de CO2». 

«La construcción de un proyecto como Sonnedix Meseta de los Andes es testimonio de nuestra fuerte ambición de convertirnos en un actor clave en la transición energética en Chile, y en todo el mundo«, complementó Axel Thiemann, CEO de Sonnedix.

«El año pasado iniciamos nuestro camino hacia la hibridación en Chile con la adquisición de la plataforma Arco Energy, incluyendo proyectos eólicos en nuestra cartera, y actualmente tenemos casi 1,6GW de desarrollo [total renovable] en cartera en el país. Esto demuestra nuestro compromiso a largo plazo con el mercado chileno, donde pusimos un pie hace ocho años y ahora somos un actor principal en su viaje de transición energética», agregó. 

«La finalización de este proyecto representa nuestro firme compromiso hacia nuestros accionistas y stakeholders, y nuestro compromiso de suministrar electricidad limpia constante y fiable a las comunidades en las que operamos», dijo Carlos Guinand, Executive Chairman de Sonnedix.

«También representa los esfuerzos y el fenomenal trabajo en equipo de nuestros empleados y socios, que se unen para entregar proyectos de energía renovable de alto rendimiento como Sonnedix Meseta de los Andes, impulsados por un propósito compartido: alimentar un futuro brillante», continuó.

Sonnedix cuenta actualmente con más de 2,3GW de capacidad total en Chile, de los cuales casi 700MW representan aproximadamente 30 proyectos operativos. Y con una capacidad global de más de 9GW, la firma continúa su trayectoria de crecimiento sostenible a través de la adquisición, desarrollo y conversión de proyectos solares, eólicos y de almacenamiento, en Chile y otros mercados de la OCDE.

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Creditos del BID y de CAF para infraestructura energética

El Banco Interamericano de Desarrollo (BID) aprobó una nueva línea de crédito binacional entre Argentina y Uruguay por U$S 400 millones, que serán destinados al fortalecimiento de las inversiones en el Complejo Hidroeléctrico Salto Grande.

El financiamiento del organismo internacional, comunicó el ministerio de Economía, contará con una primera operación por U$S 150 millones, que permitirá avanzar en las obras de infraestructura ubicadas en el curso del río Uruguay.

Por otra parte, el ministro de Economía, Sergio Massa, recibió en el Palacio de Hacienda al Presidente Ejecutivo de CAF, (Banco de Desarrollo de América Latina, antes Corporación Andina de Fomento) Sergio Diaz-Granados, con quien analizó el avance del programa financiero 2023 que Argentina mantiene con el organismo.

Al respecto, ya se han aprobado operaciones que suman U$S 840 millones de los U$S 1.400 millones previstos, donde se destaca el inicio de la implementación del proyecto de reversión del Gasoducto Norte, se indicó.

El gobierno procura financiamiento para este proyecto con el objetivo de activar su licitación en los próximos meses. Su realización permitirá incrementar la provisión de gas natural al noroeste del país, aumentar la exportación de gas a Chile, y activar la llegada del gas de Vaca Muerta a Bolivia, por el ducto Juana Azurduy, y a Brasil, por el ducto desde Bolivia hasta San Pablo.

A través del crédito del BID se apoya a Argentina y a Uruguay en la modernización del complejo hidroeléctrico de Salto Grande mediante inversiones en infraestructura que permitirán garantizar la confiabilidad y disponibilidad de la energía proveniente de dicha central binacional.

Asimismo, se espera que las obras permitan extender la vida útil del Complejo y contribuir a la sostenibilidad ambiental y social de esta fuente clave de energía limpia.

En lo que respecta a las gestiones con el CAF, se indicó que además el próximo 11 de julio se tratará en la reunión de Directorio de la entidad el proyecto “Acueducto para el Desarrollo Social y Productivo” de la provincia de Formosa por U$S 200 millones, que beneficiará a 50.000 habitantes gracias al aumento de la provisión de agua potable, y permitirá también el riego de 40.000 hectáreas, potenciando la producción hortícola, frutícola, agrícola y ganadera.

Massa anunció la suscripción adicional de acciones en CAF que posibilitará una mayor participación accionaria del país en este organismo estratégico para el desarrollo de la región, al tiempo que se incrementaría el financiamiento neto para la Argentina hacia 2032, del orden del 8 por ciento anual.

Participaron de este encuentro el Vicepresidente Corporativo de Programación Estratégica, Christian Asinelli, la Representante de CAF en Argentina, Patricia Alborta, el Secretario de Asuntos Económicos y Financieros Internacionales, Marco Lavagna, y el Subsecretario de Relaciones Financieras Internacionales para el Desarrollo, Leandro Gorgal.

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Grupo Energía Bogotá finaliza todo el proceso de consultas previas para Colectora: 562 MW eólicos festejan

Este miércoles 28 de junio, Grupo Energía Bogotá (GEB), y Enlaza, su filial que el gestiona sus activos de transmisión eléctrica en Colombia y desarrolla este tipo de proyectos, anunciaron que finalmente han acordado con las 235 comunidades étnicas certificadas para finalizar el largo proceso de consultas previas que comenzaron años atrás.

El proyecto Colectora I a 500 kilovoltios (kV) comprende la construcción de la nueva subestación Colectora, la ampliación de las subestaciones Cuestecitas y La Loma y la construcción de dos líneas de transmisión en el tramo Colectora – Cuestecitas (228 kilómetros) y Cuestecitas – La Loma (247 kilómetros), que suman 475 kilómetros.

De los 9 proyectos eólicos, por 1584 MW, adjudicados durante el año 2019 en las subastas a largo plazo de energías renovables y la de Cargo por Confiabilidad, los emprendimientos Casa Eléctrica (180 MW) y Apotolorru (75 MW), de AES Colombia; y Tumawind (208 MW) y Chemesky (99 MW), de Enel, necesitan de esta línea para despachar su energía limpia.

Si bien los emprendimientos suman una potencia de 562 MW, la línea será capaz de transportar energía equivalente a una capacidad de 1.050 MW, con la que se podría atender cerca del 10 por ciento de la demanda de energía eléctrica del país, según informó la propia empresa.

«Iniciaremos próximamente la fase constructiva en el tramo Cuestecitas – La Loma en donde surtimos el trámite de 12 consultas previas que se realizaron con los pueblos de la Sierra Nevada de Santa Marta: koguís, arhuacos, wiwas y kankuamos los pueblos yukpa, y los consejos comunitarios afrocolombianos localizados en La Guajra y Cesar y que están incluidas dentro del total de las 236 consultas realizadas”, destacó Fredy Zuleta, gerente General de Enlaza.

Y resaltó: “Nuestro compromiso es dejar huella en los territorios, y de la mano con las comunidades, haremos en ambos tramos una inversión social total superior a 40.000 millones de pesos, que veremos reflejados en iniciativas sociales, educativas recreativas, de embellecimiento de espacios comunitarios y de fomento al emprendimiento local, a la agricultura y al rescate cultural y de la memoria y las costumbres regionales”.

👏 Queremos expresar nuestro agradecimiento a las 235 comunidades con las que sacamos adelante las consultas previas del proyecto Colectora a través de un diálogo transparente, así como a @MinEnergiaCo y @MinInterior por ser facilitadores y favorecer el cierre del proceso. https://t.co/JmW4lmOy8J

— Grupo Energía Bogotá (@GrupoEnergiaBog) June 28, 2023

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Profertil se abastecerá el 100% de su consumo eléctrico con energía eólica generada por YPF Luz

La compañía petroquímica Profertil, principal fabricante de fertilizantes para cultivos del país, cubrirá a partir de 2024 el 100% de su consumo eléctrico mediante energía eólica producida por YPF Luz. Este miércoles, ambas empresas firmaron un acuerdo de abastecimiento a través del Mater (Mercado a Término de Energías Renovables), donde la empresa ubicada en el Puerto de Bahía Blanca le comprará durante 10 años a YPF Luz energía eólica generada en un nuevo parque eólico que está construyendo en la provincia de Córdoba.

Profertil, una compañía que pertenece en partes iguales a YPF y la canadiense Nutrien, ya se abastece en un 60% con energía de los parques eólicos Los Teros (Azul) y Manantiales Behr (Comodoro Rivadavia), ambos de YPF Luz. Ahora sumará el acuerdo con el Parque Eólico General Lavalle y, de esta manera, la fabricante de fertilizantes terminará de cubrir su consumo eléctrico con energía provenientes de tres parques eólicos.

La disminución en emisiones de CO2 de la planta de Profertil, que abastece el 50% de la urea del mercado local, está estimada en 26.000 toneladas al año que, sumadas a las 50.500 reducidas por el contrato anterior, lleva a 0 las emisiones de gases de efecto invernadero de alcance 2, es decir, aquellas vinculadas con la provisión de energía eléctrica.

Marcos Sabelli, CEO de Profertil, señaló que “a través de los fertilizantes y nutrientes la compañía convierte el gas natural en alimentos. Nutriendo la tierra generamos más alimentos, no solo para la Argentina sino para el mundo porque nuestro país es un gran exportador de comida”. Y añadió que “el acuerdo con YPF Luz marca un nuevo hito en nuestro recorrido por una producción sostenible. Es fruto del esfuerzo de un gran equipo que está comprometido con una agricultura que cuida los recursos en cada paso del proceso”.

Bahía Blanca

La firma del contrato se firmó en la planta productiva que Profertil tiene en el puerto de Ingeniero White en Bahía Blanca. La planta tiene 21 años y demanda 2,5 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/d) de gas natural. Abastece el 50% del mercado local de urea granulada, que se utiliza como fertilizante nitrogenado para la producción de cereales como el trigo, maíz, cebada, entre otros (no se usa para soja).

La planta produce anualmente 1.320.000 toneladas de urea granulada y, a partir del aumento de la disponibilidad del gas de Vaca Muerta, tiene en carpeta construir una nueva planta con la misma capacidad productiva a la actual. De esta manera, el objetivo de Profertil es escalar la producción anual a más de 2.700.000 toneladas y alcanzar el abastecimiento total del mercado interno. Según cálculos de la compañía, la ampliación de la planta demandará US$ 1.500 millones de inversión y demoraría tres años en estar operativa.

Córdoba

YPF Luz está construyendo el Parque Eólico General Lavalle al sur de la provincia de Córdoba, que tendrá la particularidad de contar con los molinos eólicos más grandes de la región. Cada uno sumará 6,2 MW, mientras que los molinos eólicos de los parques actuales van de 2 MW a 4 MW.

Martín Mandarano, CEO de YPF Luz, destacó: “nos enorgullece que empresas como Profertil, que trabajan con conciencia y respeto por el medio ambiente, nos elijan como su aliado estratégico para continuar produciendo con energías limpias”. El parque que abastecerá a Profertil en total tendrá 155 MW y contará con 25 aerogeneradores de más de 200 metros de altura cada uno. La compañía que instalará los molinos EnVentus V-162 es la danesa Vestas.

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, Roberto Bellato

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ExxonMobil invierte US$ 75 millones para construir un oleoducto en Vaca Muerta

La petrolera estadounidense ExxonMobil construirá un oleoducto en el norte del yacimiento hidrocarburífero no convencional neuquino de Vaca Muerta. El proyecto demandará una inversión de US$ 75 millones, según informó el Ministerio de Energía provincial.

El oleoducto Bajo del Choique Nordeste permitirá el transporte diario de hasta 60.000 barriles de petróleo a lo largo de una extensión de 43 kilómetros, con un diámetro de 12 pulgadas. Su tendido establecerá una conexión entre la planta de tratamiento de crudo en el área de Bajo del Choique y la terminal de descarga y carga de Oldelval, que la UTE posee en inmediaciones de Rincón de los Sauces.

Sobre esta nueva iniciativa, el gobernador de Neuquén, Omar Gutiérrez, sostuvo que “no hay límite en la potencialidad del desarrollo de Vaca Muerta». «En estos últimos años hemos logrado triplicar la producción de petróleo y gas de Vaca Muerta y hemos alcanzado el récord en la producción histórica de Neuquén», indicó.

Asimismo, Gutiérrez marcó que «Vaca Muerta es un ejemplo para el país. si no la hubiésemos desarrollado, en 2022 hubiéramos tenido la pérdida de US$ 20.300 millones para comprar energía en el exterior».

Infraestructura

La compañía se encuentra en el proceso de adjudicación para la ingeniería básica y posterior licitación de la obra y la adquisición de los caños necesarios.  Se estima que el inicio del tendido se realizará durante el primer trimestre de 2024, y que entre en funcionamiento a fines del año próximo.

ExxonMobil tiene su principal desarrollo en el bloque Bajo del Choique – La Invernada, donde opera en alianza al 10% con la estatal neuquina Gas y Petróleo del Neuquén (GyP). En la concesión de explotación no convencional, Choique se culminó la etapa piloto, y el desarrollo del área ha permitido incrementar sustancialmente la producción de petróleo.

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, Redaccion EconoJournal

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Salta será sede del evento “Seminario Internacional: Litio en la Región de Sudamérica”

El sector global del litio celebra este 9 y 10 de agosto las doce ediciones del “Seminario Internacional: Litio en la Región de Sudamérica”, uno de los encuentros de mayor despliegue relacionados con la industria, organizado por el medio especializado Panorama Minero desde 2011. La conferencia, de renombre mundial, tendrá lugar en el Centro de Convenciones de la provincia de Salta, ubicado en el corazón del denominado Triángulo del Litio, en Argentina.

Con más de una década de trayectoria exitosa, este evento ha consolidado su posición como uno de los encuentros más destacados en el ámbito del litio a partir del reconocimiento y la presencia anual de sus principales protagonistas. Año tras año, el seminario se lleva a cabo de forma itinerante en tres de las regiones más atractivas para la inversión litífera a nivel mundial: las provincias de Salta, Jujuy y Catamarca, que atraen a los principales actores vinculados a la producción de litio y la electromovilidad en un encuentro de dos días.

Para la duodécima edición se espera una afluencia masiva de más de 900 personas, incluyendo funcionarios de gobierno, representantes internacionales, líderes de la industria y expertos tanto del ámbito técnico como de negocios.

Participantes

El seminario contará con la participación de destacados actores internacionales, entre ellos el especialista reconocido como “Mr. Lithium”, Joe Lowry, las consultoras Benchmark Mineral Intelligence y CRU, y firmas de la talla de Citigroup, Fluor e International Lithium Association, junto a compañías productoras y desarrolladoras del nivel de Livent Corporation, Allkem Limited, Albemarle, Eramet, Lithium Americas, Alpha Lithium, Ganfeng y Lake Resources, entre otros.

La plataforma cuenta con el apoyo del Gobierno de Salta e incluirá la presencia de la secretaría de Minería de la Nación y representantes del gobierno nacional de Argentina y de países de la región. Además, se espera la participación de más de 10 países invitados, lo que brinda una oportunidad única para el intercambio de conocimientos y experiencias entre los líderes de un rubro en crecimiento.

El seminario

El “XII Seminario Internacional: Litio en la Región de Sudamérica” ofrecerá dos días de conferencias, encuentros de negocios y oportunidades de relacionamiento únicas en su rubro. Los asistentes podrán participar en rondas comerciales exclusivas para sponsors, acceder a espacios de intercambio de información y establecer contactos con las máximas figuras del litio, inversores y referentes del sector privado, a la par de vincularse con representantes de cuerpos académicos, docentes, estudiantes y comunidades.

«Este evento es nuestro orgullo y se ha convertido en uno de los primeros y más reconocidos espacios relacionados con el litio a nivel mundial», comentaron desde la organización. «La industria del litio está experimentando un crecimiento sin precedentes, y el seminario proporcionará una plataforma inigualable para compartir conocimientos, establecer alianzas estratégicas y explorar las oportunidades que ofrece este segmento, en constante evolución«.

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, Redaccion EconoJournal

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Genneia firmó un acuerdo de cooperación ambiental con el municipio de Tandil

Genneia, la compañía líder en la industria de energías renovables en el país sigue afianzando su compromiso con el medioambiente, apostando por la ciudad de Tandil como uno de los lugares clave para la generación de nuevas acciones.

Es así que, durante el martes 27 de junio se avanzó en un acuerdo de cooperación llevado adelante junto al Municipio de Tandil, donde Genneia aportó balanzas de plataforma electrónica y ticketeadoras electrónicas para poder realizar un correcto recuento de los materiales que se reciben en las estaciones de la Red de Puntos Limpios y, a la vez, fomentar el compromiso ambiental entre los habitantes de la zona.

La entrega se realizó en la Estación Centro de la Red de Puntos Limpios, ubicada en la avenida Santamarina 460, y contó con la presencia del intendente Miguel Lunghi; de la secretaría de Desarrollo Productivo y Relaciones Internacionales, Marcela Petrantonio; del director de Medioambiente, Héctor Creparula; y Carolina Langan, jefa de Sustentabilidad, de Genneia.

El proyecto

Este proyecto innovador tiene como objetivo principal contribuir al cuidado del medio ambiente, aprovechando los materiales contenidos en los residuos que son susceptibles de un reciclaje directo, consiguiendo con ello, un ahorro energético y de materias primas, y reduciendo el volumen de residuos a eliminar, así como también promoviendo la concientización de la comunidad para lograr una ciudad con espacios cada día más limpios.

Sobre esto, Langan sostuvo: “Estamos muy orgullosos de poder acompañar a la ciudad de Tandil, hogar de nuestro parque Eólico La Elbita, haciendo nuestro aporte y apoyando este tipo de iniciativas que persiguen un impacto positivo en la comunidad, y por ende, en el medio ambiente”.

Al mismo tiempo, el Intendente de Tandil expresó su entusiasmo por este proyecto: “Nos enorgullece contar con la colaboración de una empresa líder en su sector, como lo es Genneia, que continúa apostando por proyectos en materia de sustentabilidad y de compromiso con la comunidad. Nos motiva para seguir pensando en distintas acciones que conlleven a cuidar nuestro planeta”.

Entre los residuos que se podrán depositar en las estaciones de la Red de Puntos Limpios, se encuentran: botellas de plástico, muebles, colchones, marcos, puertas, papel y cartón, pilas, vidrios, rezagos informáticos (CPU, monitor, terminales, teclado, parlantes, mouse, tv), tetra brick, entre otros. Como premisa inicial, para que el servicio que se presta en el Punto Limpio sea el correcto, es necesario que los usuarios aporten los residuos previamente separados y limpios, y los depositen en los contenedores específicos para cada fracción. De esta manera, organizando los residuos con responsabilidad y compromiso, se podrá avanzar hacia espacios más limpios y cuidados

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Empresas y entidades participaron de la jornada de la industria petroquímica con el fin de intercambiar información para promover un futuro sustentable del sector

El Instituto Petroquímico Argentino (IPA) llevó a cabo la “Jornada de la Industria Petroquímica”, en el Salón Jacarandá en la Torre YPF, en la cual se abordaron las tendencias y desafíos en el sector petroquímico argentino hacia un futuro sostenible.

Este evento multidisciplinario abordó varios aspectos que tienen que ver con los desafíos de la Industria Petroquímica y cuyo objetivo principal fue promover el conocimiento mediante el intercambio de experiencias técnicas sustentables entre los profesionales del sector. A este propósito, en la Jornada del IPA se destacaron seis paneles diversamente estructurados.

La apertura del día, estuvo a cargo de Javier Sato, gerente general de Petroquímica Cuyo, como presidente de la Jornada; el cual destacó que “son muchos los desafíos a los que se enfrenta nuestra industria en la actualidad. Nuestro encuentro será un momento de reflexión y de análisis sobre nuestra realidad hoy y el futuro de la petroquímica en los años por venir». «Nuestra industria, responsable de la generación de los plásticos, está trabajando intensamente para encontrar en los plásticos usados una nueva fuente de materia prima. Este es un trabajo que necesita que todos nos involucremos, educando y generando la necesidad de incorporar el tema en el currículo educativo y generando leyes que apunten al manejo adecuado de los residuos que cada uno genera», precisó.

Además, sostuvo: «Con esto, los plásticos podrán tener en forma sustentable y menos onerosa, una vida mucho más larga y dejarán de estar en la naturaleza. Estamos intentando establecer alianzas estratégicas y colaborativas para promover la investigación, compartir conocimientos y experiencias, y desarrollar políticas y regulaciones efectivas. Cumplimos con las normas y estándares ambientales y buscamos disminuir nuestra huella de carbono “.

Al mismo tiempo, Sato realizó un breve repaso de la agenda de la Jornada conectando los distintos paneles con las “Tendencias y Desafíos de la Industria Petroquímica Argentina hacia un futuro sostenible”.

 Visión Petroquímica global y desafíos/oportunidades para la Región

Por su parte, Rina Quijada, VP de investigación y desarrollo de negocios América Latina en IHS Markit – S&P Global afirmó que “en respuesta a la crisis del cambio climático, las emisiones de CO2 deben reducirse. La transición energética producirá varios resultados que impactarán a la petroquímica a largo plazo». «Mientras tanto, para LATAM, se presentan megatendencias favorables al crecimiento de la demanda química base a largo plazo. Las importaciones abastecerán la creciente demanda. En la Argentina, el crecimiento del no-convencional resulta en mayor disponibilidad de materias primas petroquímicas y una nueva oportunidad para el desarrollo del sector”.

Nuevos actores en la cadena de valor de la Economía Circular

Fernanda Figueroa, directora de Cesis en Universidad Austral, Argentina, aseguró que “el CESIS aspira a desarrollar su misión mediante un programa de generación y transferencia de conocimientos de gran relevancia en el ámbito académico y que al mismo tiempo suponga una contribución relevante para empresas, emprendedores sociales, organizaciones del tercer sector y el sector público”.

Víctor Sandoval miembro de la Alliance to End Plastic Waste (AEPW) expuso que “entre algunos números y para ponernos en perspectiva se pueden destacar que se producen aproximadamente 400 millones de toneladas de plástico por año, menos de un 10% es reciclado y un 40% de este volumen termina como residuo en nuestro medio ambiente y una importante cantidad también llega a los océanos». «Por esto, la AEPW, que es una organización internacional sin fines de lucro que se asocia con Gobiernos, ONG de desarrollo ambiental y económico, y comunidades de todo el mundo para abordar mediante proyectos el desafío de acabar con los desechos plásticos en el medio ambiente, trabaja arduamente en 4 áreas estratégicas: la Infraestructura, Innovación, Educación y por supuesto la limpieza del ecosistema. En la actualidad, lleva adelante 56 proyectos en 30 países de todo el mundo.”.

A su turno, Rodrigo Pontiggia de Benito Roggio Ambiental dijo: “Tenemos experiencias en campañas de recolección de residuos, por eso creemos que siendo una empresa dedicada a la gestión de residuos el próximo paso tiene que ser el abastecimiento a nivel de la industria y en este caso de la petroquímica. Es el momento de poner en práctica la economía circular (recuperación, reutilización y reciclaje) con un trabajo duro y constante. El país tiene un gran potencial en materia de elementos estratégicos, debemos cuidar nuestros recursos naturales y, a su vez, evitar la contaminación ambiental”.

Casos de impacto

Florencia Capdebarthe de YPF explicó que “la idea de llevar adelante un proyecto de reciclado químico (pirólisis), que sería de gran valor agregado y complementario a las actividades de reciclaje mecánico actualmente existentes en el sector. El proceso de Reciclado Químico a partir de Pirolisis es una solución innovadora que le brinda un mejor destino a aquellos residuos plásticos que no pueden ser procesados a través del reciclado convencional. Esta tecnología utiliza altas temperaturas, cercanas a las 500°C, para convertir residuo plástico en un producto líquido con valor agregado, que puede ser utilizado como combustible alternativo para motores de baja complejidad, por ejemplo, para alimentar generadores eléctricos”.

Mariano Tieppo de Stellep-Pyro Energy aseguró: “Somos una empresa portuguesa con 10 años de trayectoria en el Sector Energético, y presentamos nuestra planta industrial de Reciclaje Avanzado de residuos plásticos con la cual se producen materias primas que son utilizadas por la industria Petroquímica para la producción de Polimeros Circulares. Este tipo de proyectos aumenta la circularidad de la cadena productiva de los plásticos, reduce las emisiones de GEI, al mismo tiempo que limita el impacto socio ambiental producido por los residuos plásticos”.

Mara Volpe de PLAPIQUI, expuso casos reales de I+D locales cuya conclusión fue “es factible cerrar un ciclo de economía circular para la producción de plásticos mediate el Reciclado Avanzado”.

Franco Frola de Grupo RFG destacó el caso de una Pyme familiar sobre durmientes de ferrocarril plásticos. “El proyecto, de triple impacto y economía circular, para fabricar durmientes plásticos es el de mayor escala de todo el sector. El proyecto tiene beneficios ambientales diferenciales, el cual reemplaza el quebracho, que es un recurso natural que ya es escaso, y además se recuperan volúmenes importantes de materiales plásticos”, afirmó.

Ciclo de vida y medición de huella de carbono de envases plásticos

Gastón Domínguez de Mastellone Hnos explicó: “Nuestros envases serán 100% reciclables, reutilizables o compostables, reduciremos el consumo de plástico virgen, fomentando el uso de materiales reciclados y priorizaremos los materiales de fuentes renovables y de origen sustentables”.

Javier Figueyra de Braskem sostuvo que «ser la referencia global del sector y un jugador fundamental en la remoción y disminución de las emisiones de CO2 mediante el uso de fuentes renovables de materia prima. Por ejemplo, la bolsa de PE verde es más sustentable siendo en cambio climático la categoría con mejor desempeño de 132%. Por otro lado, las bolsas de papel se desempeñan mejor en uso de suelo, disminución de la capa de O3 y eutrofización”.

Además, Inés Magneres de Alpek Polyester se expresó sobre el ciclo de vida y la medición de la huella de carbono de envases plásticos (PET) mediante soluciones sobresalientes y responsables a través de productos petroquímicos.

Instituciones Líderes promoviendo el desarrollo de nuevas tecnologías

En su momento el Dr. Roberto Salvarezza, presidente Y-TEC, se explayó sobre el rol institucional en capitalizar la adopción de nuevas tecnologías dentro de la petroquímica y referencio el momento de Vaca Muerta y las oportunidades específicas como por ejemplo de la exportación de GNL y las posibilidades que puede traer esto en la petroquímica.

Salvarezza dijo que “creo que nosotros necesitamos urgentemente y disponiendo de estos insumos que hoy en día son estratégicos, porque nadie puede negar que el gas hoy en día es el elemento clave de la transición energética y toda la cadena aguas abajo que tiene el gas en el agregado de valor, nosotros tendríamos que ser capaces de potenciar esa cadena de valor». «Es muy difícil que un sistema de ciencia defina los objetivos del sistema productivo, por eso se necesita un diálogo donde los objetivos y los desafíos sean puestos claramente desde las empresas, por ejemplo ¿cuáles son los desafíos tecnológicos que enfrentan? ¿cuáles son los grandes aportes que se pueden hacer y que cambiarían? Lo cual permitirían una mejor eficiencia productiva y abordar de manera más eficiente el tema de la disminución de las emisiones en el impacto ambiental”.

Petroquímica 2040: Visión de los desafíos para el desarrollo de la Industria Petroquímica

Marcos Sabelli de Profertil sostuvo que “el Mundo llegó a 8000 millones de personas en las estimaciones de Standard & Poor’s y llegaremos a 10.000 millones para el 2050, la superficie cultivable para crear alimentos del mundo es limitada, sólo un 3% del 30% del planeta que es tierra, lo cual significa que los fertilizantes son necesarios para transformar energía en alimentos. Según datos duros dicen que la mitad de los alimentos que consumimos existen gracias a los fertilizantes, esto quiere decir que si nosotros no tuviéramos fertilizantes nos faltaría la mitad de la comida a nivel global o sea la mitad de la humanidad no se alimentaría. Pero para lograr esto siempre seguimos como empresa nuestro propósito que es `nutrir la tierra de forma sostenible´”.

Dolores Brizuela de Dow indicó: “Sabemos que a los ojos de la opinión pública se asocia al plástico automáticamente con una acción nociva en el medioambiente, pero hay un enorme potencial en soluciones para la reutilización de plásticos con una mirada innovadora, lo cual nos hace visualizar e intercambiar sobre las posibilidades del plástico como parte de la solución y con una gran capacidad de innovación”.

Miguel Wegner de HyTech aseveró que “la segregación en Gas, NGL y Crudo debe replantearse a lo largo de toda la cadena: Upstream, Midstream y Downstream (Refinación y Petroquímica), generando negocios cruzados. Argentina tiene una infraestructura única, disponible (el gas y el petróleo están en el mismo lugar que antes)”.

Se entregaron los “Premios P-Virtual”, la plataforma de capacitación virtual que surgió en el año 2021 como una alianza estratégica entre PLAPIQUI y el IPA con una modalidad flexible y adaptable a los tiempos de hoy. En esta oportunidad se reconocieron a las empresas Austin Powder Company, Profertil, Unipar y PetroCuyo, a las cuales se le entregaron 30 becas para cada una de ellas que podrán destinar a la formación de estudiantes de las instituciones que deseen.

En el discurso de cierre de la Jornada que estuvo a cargo de Pablo Popik, de Compañía MEGA, como presidente del Instituto Petroquímico Argentino (IPA) enfatizó que “reflexionando sobre el tema de la jornada de los desafíos de la petroquímica argentina hacia un futuro sostenible, creo que es mejor un título más corto `la petroquímica va a seguir siendo parte de la solución´”. Y Popik cerró diciendo que “el rol del IPA está acrecentando y fortaleciendo en lo que es una usina de diálogo, un centro de encuentro, de colaboración y de intercambio de ideas, con un gran aporte de soluciones de distintos puntos de vista, y a su vez, viene creciendo en lo que es la formación de talento con la Diplomatura en Negocios Petroquímicos o el P-Virtual, entre otros”.

El apoyo institucional y organizacional de empresas como Dow, PetroCuyo, YPF Química, Unipar, Alpek Polyester, Compañía MEGA, Profertil, y Petroquímica Río Tercero, entre otras, dieron magnitud de la importancia de la Jornada. A su vez, como iniciativa del IPA, junto a The Carbon Sink, el evento se realizó bajo los objetivos de compromiso “Net-Zero”, dado que compensará, mediante proyectos locales, todas las emisiones residuales que se generaron durante la Jornada.

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Ultiman detalles de la licitación para instalar hasta 3.000 MW térmicos: ¿qué precios quiere convalidar el gobierno?

La secretaria de Energía, Flavia Royón, quiere publicar oficialmente este viernes el pliego licitatorio del concurso con el que el gobierno pretende sumar hasta 3000 megawatt (MW) de potencia de origen termoeléctrico al parque de generación. Es probable que la presentación se demore algunos días hasta conseguir todas las validaciones administrativas dentro del Estado, pero el documento está prácticamente cerrado.

Según pudo saber EconoJournal de fuentes privadas y gubernamentales, la compulsa, que estará en cabeza de Cammesa, la compañía que administra el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), se estructurará a partir de tres segmentos: los renglones 1.1, 1.2 y 1.3.

El primero (1.1) estará orientado a sumar potencia mediante centrales más pequeñas que no sean tan eficientes, pero que entren en operación rápidamente; una iniciativa similar a la que llevó adelante la administración de Cambiemos en 2016 a través de la resolución 21 del entonces Ministerio de Energía, que buscó resolver con centrales de baja potencia la faltante de generación que existía en ese momento.

Central Costanera es uno de sitios que Central Puerto podría reforzar bajo el paraguas de la licitación.

El segundo renglón (1.2), destinado a nodos de transporte que están saturados, le otorgará un mayor margen de maniobra a los privados para proponer proyectos que incluso contemplen la incorporación de capacidad de transmisión. Finalmente, el tercero (1.3) presentará requerimientos todavía más laxos para que los privados puedan presentar proyectos de distinta índole.

¿Precio tope?

Uno de los puntos que generó debate dentro del gobierno giró en torno a la inclusión o no en el pliego licitatorio de precios máximos para la potencia, que en caso de incluirse rondarían los  17.000 dólares por megawatt/hora (MWh) al mes. Históricamente, la línea técnica del Estado se mostró a favor de la utilización de precios tope de la energía, fundamentalmente para evitar una eventual cartelización de los privados en compulsas de poca competencia y cantidad jugadores involucrados.

Pero, en este caso, en la Secretaría eran propensos a no incluir precios máximos para otorgar una mayor libertad a los privados para formular sus propuestas técnico-económicas. En cualquier caso, la intención del gobierno es no adjudicar proyectos con precios de potencia superiores a los 12.000 ó 13.000 US$/MWh-mes.

Criterio de adjudicación

Lo complejo de esta licitación —o uno de sus rasgos particulares— es el mecanismo de adjudicación que utilizará el Estado, que no dependerá de una sola variable (precio) sino que cruzará también otros elementos, como el lugar donde esté la nueva central y la eficiencia de la tecnología instalada. Se eligió un instrumento multi-variable para adecuarse a los límites fácticos de la realidad, en especial a los cuellos de botella que existen en la red de alta y media tensión, que dejan muy pocos lugares disponibles para construir nueva generación.

Lo prioritario, desde la óptica del Estado, es reforzar algunos nodos puntuales como el Gran Buenos Aires (GBA), donde se descuenta que Central Puerto (que opera la usina homónima y desde hace algunos meses también Central Costanera, las dos mayores fuentes de alimentación del AMBA), el Noreste Argentino (NEA), la Costa Atlántica y el norte de la provincia de Buenos Aires; además de Tierra del Fuego, que contará con un capítulo especial dentro de la licitación.

Se espera una amplia participación de las empresas del sector de generación. De jugadores tradicionales como Pampa Energía, Central Puerto, YPF Luz (que exploraría un proyecto conjunto con Centrales de la Costa), MSU Energy y Albanesi, como así también de compañías que evalúan aprovechar para licitación para desembarcar en el negocio de generación eléctrica.

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Total Energies adquiere el 100% del Parque solar Mario Cebreiro, Como parte del Trato con Pampa Energía

El acuerdo también estipula que Total entregará a Pampa el 45% del área de hidrocarburos Rincón de Aranda. Como parte de un acuerdo de intercambio  con la empresa argentina Pampa Energía, la sucursal argentina de Total Energíes incorporó a su cartera un parque solar a Argentina. Pampa cede a Total Austral el 100% de su participación accionaria en Greenwind, cuya única actividad es el Parque Solar Mario Cebreiro. El primer proyecto eólico de Pampa Energía, este parque eólico de 100 megavatios, inaugurado en mayo de 2018, está ubicado en la ciudad bonaerense de Bahía Blanca. La transacción incluye la cancelación […]

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Ampliando Vaca Muerta, ExxonMobil construirá un oleoducto

Estará ubicado en el norte del sistema educativo y su construcción costará $75 millones. permite el transporte diario de hasta 60.000 barriles de petróleo hacia la red de transmisión de Oldelval. ExxonMobil, empresa petrolera norteamericana, construirá un oleoducto en la región de Vaca Muerta que le permitirá traspasar hasta 60.000 barriles de crudo por día a la red de oleoductos de la empresa Oldelval. La obra requerirá una inversión de $75 millones y permitirá potenciar el desarrollo de esa segunda zona de desarrollo de formación de esquisto. La noticia la dio a conocer el Ministerio de Energía y Recursos Naturales […]

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Pymes: el tanque productivo que la viene “zafando” en una macro complicada

Los números oficiales aseguran que representan la mayoría cómoda de empresas del país y emplean al 64% de los asalariados registrados. Pero, no son inmunes al contexto. Opiniones de los protagonistas del sector. La realidad de las pymes no escapa a las generalidades de una macro complicada. El economista Claudio Zuchowicky contó hoy que le preguntó a un auditorio de empresarios pymes como les va en la actualidad y la mayoría le contestó “zafando”, al tiempo que reconocieron que al país lo ven “mal”. “Eso habla de que la micro está mucho mejor que la macro”, expresó el economista. La […]

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La petroquímica anticipa el desarrollo sostenible de la cadena de valor a partir de Vaca Muerta

Empresas de la industria petroquímica se reunieron en una jornada impulsada por el Instituto Petroquímico Argentino (IPA) en la que abordaron las tendencias y desafíos que presenta el sector para el agregado de valor a lo largo de la cadena a partir de la abundancia de los recursos de Vaca Muerta y con fuerte promoción en materia de sustentabilidad. Empresas de la industria petroquímica se reunieron en una jornada impulsada por el Instituto Petroquímico Argentino (IPA) en la que abordaron las tendencias y desafíos que presenta el sector para el agregado de valor a lo largo de la cadena a […]

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Gasoducto Néstor Kirchner: cómo es el contrato a 35 años en dólares entre Enarsa y Cammesa

El gobierno publicó el contrato entre Enarsa y Cammesa para la capacidad de transporte en firme del Gasoducto Néstor Kirchner, que se inaugurará el próximo 9 de julio. El contrato establece que Cammesa le pagará mensualmente la tarifa por el transporte de gas a Enarsa. El costo se podría trasladar a tarifas o ser financiado con impuestos. La Secretaría de Energía aprobó el contrato de transporte en firme de gas natural del Gasoducto Néstor Kirchner (GNK) entre Energía Argentina (Enarsa) y Cammesa, la compañía que administra el mercado eléctrico mayorista, ambas bajo control estatal. El contrato es a 35 años […]

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Precios y detalles de participación en la venta de 57 propiedades en el Parque Industrial por parte de Luján

La Municipalidad de Luján de Cuyo ofrece terrenos a precios competitivos en una ubicación privilegiada junto a la refinería de YPF. Puede tomar notas o hacer búsquedas desde aquí. El Parque Industrial Municipal de Luján de Cuyo tiene un enorme potencial ya que brinda las condiciones necesarias para que prosperen los negocios de minería de base, petróleo, metalmecánica, química, manufactura y afines. Además, la comunidad dotará a todas estas áreas de los servicios necesarios para su correcto funcionamiento y el cumplimiento de las normas de seguridad, higiene y medio ambiente. El Parque Industrial de Lujan se ubica junto a la […]

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ANIDE mantuvo una reunión de trabajo en Zona Franca Zapala

Se dialogó sobre el espacio donde los usuarios, industriales y comerciales, gozan de un tratamiento tributario, aduanero, de comercio exterior especial y la articulación que podrían lograr con la Agencia Neuquina de Innovación para el Desarrollo. Allí la directora provincial de Economía del Conocimiento, Innovación Productiva e Industrias Creativas, Paula Salinas y el director provincial de Innovación Social y Fortalecimiento de Capacidades, Ariel Chara, mantuvieron una reunión con el gerente de operaciones, Vidal Lorenzo y con la responsable de comercio exterior, Natalia Antezana. Participó también, a través de una videollamada, el CEO de ZFZ, Fernando Montero. Luego del encuentro, Salinas […]

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Se realizó “El Futuro de Vaca Muerta”, nuevo evento de Grupo Perfil

Participaron del evento especial organizado por PERFIL Educación, Flavia Royón, secretaria de Energía de la Nación y Víctor Bronstein, especialista en Vaca Muerta y Director del Centro de Estudios de Energía, Política y Sociedad. Perfil Educación presentó el nuevo evento titulado “El Futuro de Vaca Muerta”, en el marco de la Agenda Corporativa organizada por el Grupo Perfil. El encuentro tendrá un formato de programa especial, que se emitirá en vivo por Perfil.com y tendrá una amplia cobertura en Diario Perfil y revista Noticias,y también será televisado por el canal Net. Un programa especial que convoca a las principales empresas […]

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Para estudiantes de ingeniería de la UNLP: YPF apoyará el lanzamiento de un seminario

La empresa petrolera de bandera lanzó el primer seminario de logística del nuevo milenio en la industria petrolera, con la participación de más de 50 estudiantes de la Facultad de Ingeniería de la UNLP. Especialistas de YPF explicaron cómo se define el término “logística”, así como las opciones y desafíos que se enfrentan durante el encuentro, que se llevó a cabo en la facultad de ingeniería. En los próximos días se cerrará la edición de los tres días del seminario.

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Murió un trabajador petrolero, y la Cuenca San Jorge quedó totalmente sin movimiento

El sindicato que lidera Jorge “Loma” Avila emitió una medida de fuerza de 24 horas a partir de las 0 a.m. de este martes en respuesta a las demandas de los operadores por “medidas de seguridad”. Este lunes, un trabajador perdió la vida en un accidente. El bloqueo comenzará a las 0:00 de este miércoles y durará 24 horas. El pasado lunes, un trabajador petrolero de 39 años falleció producto de un accidente en la base del Bazar Industrial de Comodoro. Al parecer fue golpeada por un manguerote en la cabeza, causándole la muerte cerebral. Por ello, el grupo encabezado […]

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Por Vaca Muerta, la producción de petróleo creció más del 25% durante los primeros cinco meses del año

La producción de petróleo acumulada entre enero y mayo de 2023 en la provincia del Neuquén registró un crecimiento del 25,23% respecto al mismo periodo del 2022, según se desprende de un informe elaborado por el ministerio de Energía y Recursos Naturales de la provincia, con datos de la secretaría de Energía de la Nación.

Durante mayo, la producción fue de 327.244 barriles diarios, lo cual representó una caída del 0,26% respecto de abril. No obstante, esta producción mostró un incremento del 21,18% en comparación con mayo de 2022.

La caída respecto al mes anterior se explica por la baja en la producción de las áreas Bajada del Palo Oeste (-3.681 barriles diarios), Aguada del Chañar (-1.340), Cruz de Lorena (-1.194) y Los Toldos II Este (-750).

Producción de gas

En cuanto al gas, la producción acumulada entre enero y mayo de 2023 fue un 2,67% mayor que la registrada para el mismo período de 2022.La producción de gas de mayo de 2023 alcanzó los 88,1 millones de metros cúbicos diarios, lo que representó un aumento de 5,98% respecto de abril de este año y un 0,81% en comparación con mayo del año pasado.

El aumento respecto de abril se debe al incremento en la producción de las áreas Fortín de Piedra (+2,75 millones de metros cúbicos diarios), Aguada Pichana Oeste (+1,87), Sierra Chata (+1,49) y Rincón del Mangrullo (+0,65).

No convencionales

En cuanto a los no convencionales sobre el total de la producción, en el caso del petróleo significó un 91%, con 299.063 barriles por día. Y en el gas, la producción alcanzó 74,08 millones de metros cúbicos diarios, lo cual representó un 84% del total. De esta cifra, 56,38 millones de metros cúbicos diarios (64%) corresponden al shale y 17,62 millones de metros cúbicos diarios (20%) al tight.

Sobre los resultados

Este martes el gobierno celebró la finalización del gasoducto Néstor Kirchner (GNK). A su vez, se dio inició a la presurización del caño para su puesta en marcha, un proceso que demorará 30 días en total. El ducto permitirá enviar gas desde Neuquén hasta el sur de la provincia de Buenos Aires.

Ante estos resultados y la finalización del GNK, el gobernador Omar Gutiérrez destacó: “Vamos a inyectar 11 millones de metros cúbicos de gas en esta obra que fue producto de una articulación público y privado mediante una ley que sancionó el Congreso de la Nación y que generó una gran revolución de trabajo”.

Asimismo, sobre los resultados obtenidos en Vaca Muerta indicó que el objetivo es llegar a los 400.000 barriles diarios de producción en diciembre. Además, aseguró que “Neuquén va a duplicar la producción de petróleo en dos años. Estamos hablando de unos 650.000 a 660.000 barriles”.

Por último, manifestó que: “Vaca Muerta es una realidad por el trabajo de los neuquinos y las neuquinas. Ha liberado al país de una enorme presión sobre la balanza comercial”. Y marcó la necesidad de “seguir construyendo consensos para acelerar la curva de producción y transporte”.

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, Loana Tejero

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Massa se postuló a la presidencia: ¿Qué relación tuvo con las energías renovables en Argentina?

El gobierno anunció una lista de consenso para las próximas elecciones de Argentina. Sergio Massa, actual ministro de Economía de la Nación, será el candidato a presidente por Unión por la Patria y estará acompañado como candidato a vice por Agustín Rossi, actual jefe de Gabinete y jefe del bloque de diputados oficialistas durante gran parte de los gobiernos kirchneristas. 

Esta posible reestructuración de gobierno pone en la mira la forma en la que se reordenará la cartera energética del país y las iniciativas que tendrán prioridad en el futuro en caso que triunfe la considerando que hoy en día la Secretaría de Energía de la Nación se encuentra bajo la órbita del Ministerio de Economía. 

«Tenemos que redefinir nuestra matriz energética y hacer lo que tenemos que hacer, sin miedo al lobby y las presiones, a los amigos del poder”, se posicionó Massa previo a las elecciones del 2019, año en el que decidió sumarse al Frente de Todos (actualmente Unión por la Patria)

Pero esa no fue la primera vez que el intendente de Tigre mencionó su interés por mitigar el cambio climático y apostar al desarrollo de las fuentes renovables de generación, dado que el Frente Renovador (fuerza política que él fundó) apoyó todas las leyes que se discutieron en el parlamento a favor del sector.

Uno de los principales ejemplos fue el voto a favor de la Ley N° 27.424 de generación distribuida que impulsó el oficialismo; o mismo su ratificación hacia el rumbo de la Ley N° 27.191 hacia 2025 al remarcar la necesidad de que el 20% de la energía tenga origen en energía renovable”.

Tenue lugar para las renovables en el plan energético de gobierno de Milei

Ya el plano más reciente, durante su gestión como titular del Palacio de Hacienda de Argentina (desde julio 2022) se modificaron las autoridades en la Sec. de Energía. Tras la salida de Darío Martínez se confirmó el arribo de Flavia Royón (previamente muy vinculada al litio y la sustentabilidad en la minería en Salta), como también en la propia Subsecretaría de Energía Eléctrica con la llegada de Santiago Yanotti en lugar de Federico Basualdo. 

Mientras que en materia de energías renovables, el sector volvió a contar con una nueva licitación tras casi cinco años desde la última ronda del Programa RenovAr. En este caso fue la convocatoria RenMDI para proyectos de generación (con o sin almacenamiento), donde hubo más de 200 ofertas y que actualmente se encuentra en curso y que el próximo 6 de julio se definirán los adjudicatarios de los 620 MW disponibles. 

Más de 90 proyectos podrían ser los ganadores de la licitación RenMDI: ¿Quiénes son y a qué precio?

Además, en este último año, el Ejecutivo también avanzó en la puesta en marcha del Plan Federal de Transporte Eléctrico III y en presentarle al Congreso de la Nación su proyecto de ley de Economía del Hidrógeno de bajas emisiones. 

Sin embargo, todavía existen ciertas cuestiones negativas o que aún no terminaron por resolverse y que desaceleran el avance hacia una matriz más sustentable, tales como la falta de capacidad de transporte en el SADI o la dificultad para importar equipos de generación solar o eólica, que a su vez retrasan aún más el cumplimiento de los objetivos de Ley N° 27191. 

De igual manera, la iniciativa del H2 que arribó al Poder Legislativo no sólo brinda beneficios al vector energético producido con renovables, sino que también da guiños al gas y la energía nuclear y exige un contenido mínimo nacional para el desarrollo de tales emprendimientos. Puntos que ya fueron criticados por la industria vinculada al hidrógeno. 

Lo que sí se sabe es que, al menos en anteriores elecciones, Massa siempre se mostró a favor de las energías renovables, en que el “compromiso con el medio ambiente debe ser una política de Estado”, al igual que la energía, y que ésta “no debe ser modificada por un cambio de gobierno”. Aunque habrá que esperar si mantiene esa postura o si cambia de rumbo tras las elecciones.

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“Los proyectos de litio en la Puna necesitan gas natural y ese un recurso hoy no está disponible”

Worley ofrece servicios profesionales en los sectores de energía, químicos y recursos, su propósito es ofrecer un mundo más sostenible y lo hace a través del acompañamiento en la transformación de las operaciones de sus clientes hacia un futuro más sostenible. Hace 40 años desarrolla su negocio en Argentina y este año participó del pabellón australiano en Arminera. En dialogó con EconoJournal, Andrew Roy, Presidente para Latam en Worley; y Nicolás Salgado, director de la operación local, remarcaron la falta de infraestructura y los problemas macroeconómicos como los obstáculos que dificultan el desarrollo de los proyectos mineros en el país, a pesar del gran potencial.

En este sentido, Salgado advirtió que “en el gas la limitación está en el transporte, hay que expandir la red de distribución del país, como la obra del gasoducto que está por finalizar. Tenemos proyectos de litio en la puna que necesitan de gas natural y ese recurso hoy no está disponible”. “Hay un montón de campo para crecer en lo que tiene que ver con el gas natural en el mercado interno, y en algún momento también será con el Gas Natural Licuado (GNL) cuando la dinámica de inversión tomé otro ritmo. Hay que hacer que Argentina sea atractiva para los inversionistas”, planteó.

Por su parte, Roy coincidió con esa visión y afirmó que “Argentina está bien ubicada en lo que tiene que ver con la transición energética. Tiene metales, minerales, gas y todos ellos tienen mucha demanda. La factibilidad de los proyectos está aumentando, pero se deben resolver los problemas macroeconómicos para que los inversionistas lleguen”. “Tenemos que hacer que el país sea más atractivo para que las empresas quieran invertir”.

Respecto al litio, precisó que “es muy particular. Ahora, la constitución de Chile y que los concursos deban hacerse con el Estado, hacen que Argentina sea más atractiva en cuanto a los proyectos de litio porque hay mucha más capacidad para desarrollar esas iniciativas aquí, que en el país vecino”.

Roy se mostró optimista en cuanto al futuro y los proyectos en el país. Con base en esto afirmó: “Tenemos una larga historia en Argentina, sabemos cómo manejar el negocio. El país tiene que salir de esta situación y lo va a hacer”. “Tenemos un buen negocio, tenemos recursos, talento. Eso es bueno y es una de las razones por las que estamos aquí”.

Proyectos

Worley estuvo involucrado en diferentes proyectos mineros en todo el país. Sobre esto, Roy expuso que “hay proyectos de litio en los que estamos trabajando. También en Neuquén con Vaca Muerta, sobre todo en gas, y en proyectos de GNL”.

Sobre el rol de la minería y la sustentabilidad, Salgado explicó que “cualquier industria tiene un impacto. También en cada actividad entra en juego el cómo es la cultura de cada operador para llevar adelante está industria buscando minimizar el impacto y haciendo un uso racional de los recursos”.

En esa línea, comunicó: “Lo que nosotros vemos en nuestros clientes es que todos están buscando usar menos agua, menos energía, porque todo eso tiene que ver con su licencia social, con su compromiso con una operación que se proyecta a largo plazo”. “La minería tiene una historia que puede no ayudarla. Pero ahora las empresas con las que estamos trabajando en Argentina tienen una exigencia muy fuerte para con el medio ambiente y también con nosotros cuando préstamos nuestros servicios”, puntualizó.

Minería sustentable

A su turno, Roy afirmó que “no hay mucho reglamento en cuanto a lo que es sostenibilidad. Hay varios nombres en términos de emisiones, CO2, pero la sustentabilidad no es solo plantas verdes, es mucho más que eso. Es sustentabilidad del negocio, sustentabilidad para la comunidad y para el país”.

Asimismo, el representante de Worley remarcó que “se tiene que desarrollar un plan para ello en los proyectos, cuando se construye el capex, y también definir los logros e hitos vinculados a esto”.

En cuanto al trabajo que desarrollan con cada uno de sus clientes en lo referido a la sustentabilidad, Roy exhibió que “cada compañía tiene sus propias reglas. En la planificación de proyectos analizamos todo lo que tenemos que hacer en relación a la comunidad, de emisiones, uso de autos, energía sustentable como eólica y solar. Todo eso forma parte de cada proyecto”.

En ese sentido aseguró que “del sector METS -equipos, servicios y tecnologías mineras- podemos sacar varias tecnologías para adoptar en cada proyecto y ofrecer soluciones para desarrollar la actividad”. “Tenemos que trabajar en conjunto, que se dé un intercambio de tecnología. Australia tiene mucho conocimiento y hay una oportunidad de trabajar de forma más colaborativa entre ambos países”.

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Sigue creciendo la generación renovable en Alemania

El consumo de electricidad de fuentes renovables en Alemania creció 52% en la primera mitad del año . Esto representa tres puntos porcentuales más que en el primer semestre de 2022, según los cálculos preliminares publicados por el Centro de Investigación de la Energía Solar y el Hidrógeno de Baden-Württemberg y la Asociación Alemana de Empresas de la Energía y el Agua.

Alrededor del 42% de la energía eléctrica generada a partir de energías renovables procedió de turbinas eólicas terrestres, en torno a una cuarta parte de plantas solares, además de biomasa, plantas eólicas marinas y energía hidroeléctrica.

El desarrollo de las energías renovables eólica y solar constituye un elemento clave de la estrategia del Gobierno alemán para alcanzar los objetivos climáticos de Alemania y reducir su dependencia de los combustibles fósiles, como el carbón y el gas. Se han adoptado numerosas medidas para acelerar el desarrollo. Según los planes del Gobierno alemán, para 2030 está previsto que el 80% de la electricidad proceda de energías renovables.

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Black & Veatch destaca buenas condiciones para generar hidrógeno verde en Latinoamérica

Si bien la producción del hidrógeno verde aún está en una etapa inicial en Latinoamérica por las altas inversiones que se necesitan en infraestructura y tecnología para escalar su producción a gran escala, el potencial de la región en términos de recursos naturales y su compromiso con la transición energética hacen que el vector energético sea una opción prometedora en el futuro.

Bajo esta premisa, Romina Esparza Almaraz, directora de Desarrollo de Negocios MX, CAM y el Caribe de Black and Veatch, empresa global dedicada a la ingeniería, procura, consultoría y construcción de proyectos renovables habló del atractivo que existe en la región para la generación y comercialización de hidrógeno verde.

«Latinoamérica se compone de muchos países con mercados muy diferentes. Vemos mucho avance en las condiciones para generar hidrógeno verde en países como Chile. Allí tenemos muchos clientes que están avanzando en esa materia y estamos haciendo acercamientos”, aseguró a Energía Estratégica durante el evento Future Energy Summit  realizado en República Dominicana. 

 

“También estamos trabajando en proyectos en EEUU en combustibles alternativos para la aviación que, de resultar exitosos, se tiene un plan de hacer cascadeo a países como México, Argentina y Colombia”, agregó.

Asimismo, con vasta experiencia en la generación del vector energético, Black & Veatch fue seleccionado como proveedor de servicios llave en mano del proyecto Advanced Clean Energy Storage (ACES) en el estado de Utah EE.UU., instalación pionera en la producción y almacenamiento de hidrógeno limpio.

En tanto al megaproyecto, Esparza Almaraz detalló: “Se van a convertir 220 MW de energía renovable a 100 toneladas de hidrógeno verde lo cual resulta en una capacidad de 300 GW hora de almacenamiento. Esas 100 toneladas de hidrógeno que se generarán al día se van a almacenar en unas cavernas de sal”. 

“Este hub de hidrógeno será uno de los más grandes del mundo. Entonces es un proyecto insignia que va a marcar la pauta para que se desarrollen otros proyectos de hidrógeno en Latinoamérica”, afirmó.

A su vez, la experta habló del interés de sus clientes por desarrollar proyectos provenientes de otras fuentes renovables.

“La construcción de proyectos eólicos y solares es una tendencia masiva que no va a parar. De los 460 MW de proyectos de energía convencional y renovable en el mundo que tenemos en cartera, 60 MW son eólicos y 50 MW fotovoltaicos”, reveló.

“Somos líderes en el mercado en este tipo de inversiones. En lo que va de este año estamos desarrollando simultáneamente más de 20 proyectos EPCM solares utility scale mayores de 75 MW con lo cual tenemos bastante experiencia en este campo”, agregó  Esparza Almaraz.

Cabe destacar que la multinacional lleva más de 100 años realizando proyectos de infraestructura tanto de energía, minería, industria de procesos y tratamiento de agua.

En este sentido, se enfoca en brindar apoyo a industrias como la minería o cementeras para que éstas reduzcan sus emisiones de CO2 tanto en sus procesos como en las energías que consumen para realizar su actividad. 

Además de construir los proyectos, también brindan servicios de consultoría: ayudan a las empresas a idear sus mapas de ruta de cómo descarbonizar sus procesos y trabajan en los estudios de factibilidad o prefactibilidad de los proyectos.

 

 

 

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Más de 500 MW renovables avanzan en el Servicio de Evaluación Ambiental de Chile

El Servicio de Evaluación Ambiental (SEA) de Chile sigue recibiendo solicitudes de tramitación ambiental por parte de nuevos proyectos renovables que prevén ingresar al sistema interconectado nacional. 

A lo largo del último mes, avanzó la gestión de doce parques solares (algunos con almacenamiento) y dos centrales eólicas para incorporar 531,12 MW de capacidad a lo largo de siete regiones del país, por inversiones cercanas a los MMUSD 729.

El mayor grueso de esa potencia se reparte entre el PS San Javier y el PE El Rosal, a ubicarse en las comunas de San Javier de Loncomilla (Linares) y Los Ángeles (Biobío) y de las firmas Blue Light Energy y Engie Chile, respectivamente. 

El primero de ambos proyectos considera una superficie de 123,724 ha para la puesta en marcha de 215.208 paneles fotovoltaicos que, en su conjunto, alcanzarán una capacidad instalada de 144,189 MWp.

Mientras que el PE El Rosal consiste en la construcción y operación de un emprendimiento conformado por veintiocho aerogeneradores de hasta 6,6 MW de potencia unitaria, que totalizarán hasta 184,8 MW. 

Dicha generación se evacuará a través de una Línea de Transmisión de circuito simple de 220 kV de una extensión aproximada de 5,1 kilómetros desde la subestación elevadora del parque eólico, denominada S/E Dalia hasta la S/E El Rosal, existente, propiedad de Engie. 

Adicionalmente, otro de los grandes movimientos que ha visto el SEA en este tramo del 2023 fue el pedido de expansión de la planta eólica San Juan de Chañaral de Aceituno, de la compañía homónima en la comuna de Freirina (Atacama). 

El proyecto ya cuenta con una capacidad operativa de 185 MW y conformado por 56 aerogeneradores, pero se planifica incrementar su potencia hasta los 258 MW mediante la implementación de 9 nuevas turbinas. 

En tanto que la última central de gran escala en calificación ambiental de este listado corresponde al parque Solar Ray, compuesto por 63.888 paneles y una potencia nominal de 44,1 MW. Hecho que representará una inversión aproximada de MMUSD 40. 

Más PMGD y plantas de mediana escala para Chile

A pesar que en el último tiempo los Pequeños Medios de Generación Distribuida (hasta 9 MW) y proyectos de hasta 20 MW de potencia se han visto frenados por diversas cuestiones coyunturales, las solicitudes de ese tipo de emprendimientos no cesan dentro del Servicio de Evaluación Ambiental.

Tal es así que en junio fueron admitidos otros ocho proyectos de esa envergadura:

PS Alvarado: 9 MW por MMUSD 10 de inversión 
PS Los Quilos: 9 MW por MUSD 20 (con baterías)
PS Burgos: 9 MW por MMUSD 10 (incluye storage)
PS El Capitán: 9,68 por MMUSD 10
Gabriela Solar: 10,19 MW por MMUSD 11   
PFV José Solar: 11 MW por MMUSD 11 
PF Los Arrayanes: 12,16 MW por MMUSD 15 (incorpora sistemas de almacenamiento)
PFV Juan Gonzalo Solar: 15,4 MW por MMUSD 11

Cada uno de los emprendimientos híbridos con almacenamiento posee diversas particularidades. En el caso del PS Los Quilos estará integrado por 19.292 módulos fotovoltaicos y un sistema de baterías de ion-litio del tipo BESS. 

Por su parte, el PMGD Burgos inyectará energía a una línea en 23 kV a partir de 31.752 módulos solares en un área de 26,614 hectáreas y el storage permitirá entregar la generación en horarios nocturnos.

Mientras que el PF Los Arrayanes se emplazará a lo largo de 26,82 ha. en el Fundo San Jorge del área rural de la comuna de Valdivia y tendrá 20100 paneles de 605 Wp, los cuales generarán 12.160 kW de potencia nominal. Además su sistema BESS consiste en un total de 16 contenedores marítimos de 40 pies, instalados sobre apoyos de hormigón, donde se encontrarán los racks de baterías de litio, entre otros elementos, para gestionar la energía y liberarla al sistema por un periodo de 4 horas promedio.

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Petro y Vélez encabezan una mesa de diálogo en La Guajira para destrabar proyectos de energías renovables

Como parte de la estrategia de asistencia y acompañamiento a las comunidades indígenas, adelantada por la Gerencia Guajira, líderes de algunas comunidades del departamento asistieron a un diálogo abierto con el presidente de la República, Gustavo Petro, donde el tema principal fue la Transición Energética Justa.

Dentro del espacio, se escucharon las inquietudes de representantes de comunidades que tienen reparos sobre los proyectos de energías renovables para la transición energética y de aquellos que se oponen a la construcción de parques eólicos en sus territorios ancestrales, con el propósito de hacer un trabajo conjunto que permita el beneficio de la región y el avance de la seguridad energética para el país.

“Esta es la oportunidad de La Guajira, deben aprovecharla, ser inteligentes y tomar decisiones rápidamente”, afirmó el presidente de la República, Gustavo Petro, quien agregó que “dejar de usar energía basada en el carbón, por energía basada en el sol, deja una gran ganancia: más agua que no se mide en plata, se mide en vidas».

La Gerencia Guajira, creada en septiembre de 2022 por el Gobierno del Cambio, ha generado numerosos espacios de diálogo y concertación con las comunidades Wayuu, logrando, entre otras cosas, terminar con 6 meses de anticipación, los procesos de Consultas Previas para la construcción de la red de transmisión de Colectora.

“Somos un ministerio comprometido con la defensa de los derechos de los pueblos ancestrales. El papel de la Gerencia Guajira ha sido fundamental para facilitar el diálogo, construir confianza con las comunidades y ser garante de los acuerdos que se tengan entre las partes, para juntos avanzar en la Transición Energética Justa” manifestó Irene Vélez Torres, ministra de Minas y Energía.

El grupo de la Gerencia Guajira, está conformado por 25 personas, 8 de ellas, funcionarios de la Oficina de Asuntos Ambientales y Sociales del Ministerio de Minas y Energía, miembros de la comunidad Wayúu y quienes se han convertido en eje fundamental para llegar a los territorios.

Así mismo se cuenta con 2 palabreros que traducen las jornadas de diálogo y funcionarios de la Dirección de Autoridades Nacionales y Consulta Previa del Ministerio del Interior.

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Trina Solar publicó su informe de sostenibilidad donde reafirma su compromiso de descarbonización

Trina Solar publicó recientemente su Informe de Sostenibilidad 2022, subrayando los esfuerzos continuos de la compañía en la búsqueda del desarrollo sostenible y facilitando el objetivo de neutralidad de carbono y UNSDG.

El Informe de Sustentabilidad de 2022 muestra que las reducciones más significativas de la empresa respecto a 2020 fueron:

La intensidad de las emisiones de GEI por unidad de producción de productos celulares se redujo a 23,76 tCO2e/MW, y la de los productos modulares se redujo a 9,20 tCO2e/MW, lo que representa una reducción del 50,81% y del 61,88%.
La intensidad energética de los productos de células se redujo un 54,21%, mientras que la intensidad energética de los productos modulares experimentó un descenso del 41,60.
La intensidad de consumo de agua por unidad de producto de célula fue de 384,89 toneladas/MW, un descenso del 62,72% y la intensidad de consumo de agua por unidad de producto de módulo fue de 39,83 toneladas/MW, disminuyendo un 53,20%.

La compañía, comprometida con un futuro con cero emisiones netas, mantiene su buena voluntad inicial hacia el mercado, los clientes, el medio ambiente y la sociedad, y tomará medidas prácticas para cumplir su compromiso con los Objetivos de Desarrollo Sostenible de las Naciones Unidas y el objetivo de neutralidad de carbono.

Además, continuará trabajando con los grupos de interés globales para inyectar energía y «ecología» en la respuesta global al cambio climático y la construcción de un ecosistema integral.

Además, durante el 2022 Trina Solar fue seleccionada como Empresa Nacional de Gestión Ecológica de la Cadena de Suministro, y ganó el Premio a la Innovación en Ahorro de Costes en los Premios al Éxito en Adquisiciones, conocido como el «Oscar de la industria de la contratación».

Hasta la fecha, la compañía ha llevado energía limpia a más de 150 países y regiones de todo el mundo y ha suministrado módulos solares de más de 140 GW, equivalentes a 6,1 veces la capacidad instalada de la central hidroeléctrica de las Tres Gargantas, con un efecto de reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero (GEI) equivalente al de plantar unos 10.300 millones de árboles.

Desde su fundación, la empresa de Soluciones fotovoltaicas ha asumido activamente la responsabilidad social, ha practicado su intención y misión iniciales y ha promovido la transición energética mundial. Seguimos potenciando la construcción de energías renovables, garantizando el suministro mundial de productos y proporcionando productos de energías renovables y formación tecnológica a los países en desarrollo, contribuyendo a la transición energética mundial.

La compañía se preocupa profundamente por el desarrollo desigual de las regiones en nuestro país y en el extranjero, y proporcionamos toda la ayuda y el apoyo que podemos para devolver a las comunidades locales mientras progresamos junto con la sociedad.

Trina Solar es una de las Top50 Forbes China Sustainable Development Industrial Enterprises y ganadora de EY Sustainability Excellence Award, ambas en 2022. Asu vez, se adhirió al concepto de «altruismo», construyendo conjuntamente un nuevo ecosistema de alta calidad para el desarrollo de la industria fotovoltaica y contribuyendo a la conservación global de la energía, la reducción de emisiones y el desarrollo sostenible.

Durante 2022, Trina Solar y WWF lanzaron conjuntamente la iniciativa global «Energía Limpia para la Tierra», haciendo un llamado a gobiernos, empresas y comunidades para que utilicen ampliamente la energía limpia y contribuyan conjuntamente a un futuro con cero emisiones netas. Gracias a sus acciones y a su contribución a la reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero, la compañía recibió el Premio Climate Solver de WWF y fue la única empresa fotovoltaica en conseguirlo.

Mirando hacia el futuro, Trina Solar mantendrá su compromiso de participar en la cooperación inclusiva con las partes relativas, contribuyendo a los esfuerzos globales de conservación de la energía, reducción de emisiones y desarrollo sostenible.

El Reporte de Sostenibilidad 2022 se puede descargar a través del siguiente link.

 

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La innovadora gama de productos de Solis genera expectación y cautiva a los asistentes de la principal conferencia solar europea

Ginlong (Solis) Technologies, uno de los líderes mundiales en la producción de inversores, exhibió con éxito sus soluciones de almacenamiento e inversores de última generación en Intersolar Europe, la expo líder mundial de la industria solar, celebrada los días 13 y 14 de junio.

Solis presentó una amplia gama de productos en Intersolar Europe destinados a aplicaciones solares residenciales, comerciales, industriales y de servicios públicos.

Entre las soluciones expuestas se encontraban los inversores de almacenamiento de 6.ª generación S6 e hibdrido avanzado S6. Estos inversores enfocados en el sector residencial lanzados recientemente por Solis recibieron comentarios positivos de los instaladores gracias a sus funciones avanzadas y a su perfecta integración con los sistemas de almacenamiento de energía fotovoltaica y la conectividad con otras fuentes de energía, como los generadores.

Otro producto residencial expuesto fue la nueva serie de inversores Solis S6-GR1P(0,6-0,8)K-UM Ultra Mini, diseñada específicamente para el mercado alemán de «balcones». Esta serie mostró el compromiso de Solis de satisfacer los requisitos regionales y una mayor expansión del mercado basada en los comentarios positivos del público.

En el ámbito comercial, Solis presentó una nueva serie de almacenamiento de energía Solis S6-EH3P(29,9-50)K-H: la última innovación en almacenamiento de energía a escala comercial e industrial. Esta serie, que ofrece flexibilidad de batería y satisface la demanda de aplicaciones de
almacenamiento de energía de 1200 kWh, creo un gran interés entre los asistentes, ya que puede utilizarse ampliamente en diversos escenarios.

Se habló mucho de las soluciones para proyectos a gran escala, y el inversor trifásico en cadena Solis de 350 kW mostró la capacidad de Solis para satisfacer la demanda del mercado maximizando el rendimiento de las centrales fotovoltaicas y reduciendo al mismo tiempo el costo nivelado de la electricidad (LCOE). Este inversor se une al de 255 kW como la última incorporación a la gama de productos Solis.

Travis Snyder, jefe de producto de Solis Europa, expresó su satisfacción con la conferencia, y afirmó: «”Intersolar Europe” ha proporcionado una excelente plataforma para que Solis presentara los nuevos productos que el mercado esperaba impacientemente. La presentación de la serie de almacenamiento de energía S6-EH3P(29,9-50)K-H generó un gran interés entre el público, y recibimos muchas consultas sobre las fechas de lanzamiento de los inversores híbridos S6 diseñados específicamente para el mercado europeo».

El stand de Solis en “Intersolar Europe” atrajo a una gran variedad de clientes que felicitaron sobre todo la relación calidad-precio de los productos Solis. La buena bienvenida y los comentarios positivos recibidos marcaron el compromiso de Solis de ofrecer soluciones fiables y rentables.

Claire Gardner, directora de marketing de Solis Europea, destacó la importancia de la interacción directa con el cliente, y afirmó: «nuestro stand de Solis ha destacado en “Intersolar Europe”, ya que contábamos con un equipo diverso que hablaba 15 idiomas. Disponer de expertos técnicos en el stand para atender directamente las consultas del público e intercambiar ideas hizo que nuestra marca resultara más accesible, familiar y local. Hemos recibido valiosos comentarios de nuevos clientes, que destacaron la importancia de nuestro servicio y asistencia técnica».

Como fabricante mundial, Solis combina sus ventajas de escala y precios con operaciones localizadas, lo que garantiza una gran disponibilidad de productos, personalización y asistencia técnica. El amplio equipo de I+D de la empresa, formado por más de 500 miembros, junto con la fábrica digital de alta tecnología, garantizan productos preparados para el futuro que satisfacen la creciente demanda.

Para obtener más información sobre el producto, visite: www.solisinverters.com

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DAS Solar se asocia con VDH Solar en los Países Bajos para firmar un acuerdo de distribución de módulos solares

Como uno de los mercados más grandes de Europa, los Países Bajos ha avanzado significativamente en la industria.

Según instituciones de investigación, hasta finales de 2022, la capacidad instalada total de energía fotovoltaica en los Países Bajos alcanzó los 18 GW, con una adición de 4 GW instalados en 2022, principalmente en forma de fotovoltaica distribuida.

Gracias a la logística rentable, los Países Bajos actúan como un centro de tránsito para productos de energía verde, distribuyéndolos a países vecinos de la región europea.

El gobierno neerlandés ha implementado diversas políticas de incentivos, convirtiendo el mercado fotovoltaico en un océano azul de desarrollo para la transformación energética.

VDH Solar, uno de los distribuidores de productos fotovoltaicos más grandes y conocidos de los Países Bajos, se especializa en el comercio de módulos solares, inversores, baterías, sistemas de montaje solar y servicios de apoyo relacionados. La empresa posee una amplia experiencia en la industria fotovoltaica y cuenta con una red de transporte conveniente.

En los últimos años, como un mercado fotovoltaico maduro y en rápido crecimiento, la región europea ha mantenido un crecimiento de alta velocidad de manera constante.

Los productos de tipo N, conocidos por su óptima relación costo-rendimiento, han sido cada vez más favorecidos por los clientes. Como líder en tecnología de tipo N, DAS Solar implementa activamente una estrategia en el extranjero.

Con su presencia cada vez mayor en los mercados fotovoltaicos europeos como Alemania y los Países Bajos, la empresa está fortaleciendo su sistema de marketing global y llevando cada vez más productos de módulos de tipo N de alta eficiencia a todos los rincones del mundo.

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JinkoSolar entrega módulos bifaciales TOPCon al proyecto más grande de Bulgaria

JinkoSolar Holding Co., Ltd. («JinkoSolar» o la «Compañía») (NYSE: JKS), uno de los fabricantes de módulos solares más grandes e innovadores del mundo, anunció hoy que ha entregado más de 220,000 módulos Tiger NEO bifaciales de 72 a la planta de energía solar Verila de 123 MW en Bulgaria.

La planta Verila es el proyecto de energía fotovoltaica más grande de Bulgaria hasta la fecha y se espera que aumente la capacidad de generación de energía solar del país en un 7%. Se encuentra en la ladera sur de la montaña Verila, cerca del pueblo de Kraynits, cerca de Dupnitsa, en un terreno de más de 1300 acres.

Su ubicación a 700-1000 metros sobre el nivel del mar, en un terreno irregular con pendientes pronunciadas, hace que el proyecto sea uno de los más desafiantes pero también más atractivos de Europa.

El Sr. Frank Niendorf, Director General de JinkoSolar Europe, comentó: «Estamos encantados de que los módulos bifaciales Jinko TOPCon hayan sido elegidos para este impresionante megaproyecto en Bulgaria.

El proyecto Verila se convertirá no solo en un referente para Bulgaria, sino también para Europa en la transición hacia las energías renovables. Es uno de los proyectos más grandes construidos en Europa que utiliza módulos bifaciales TOPCon, y JinkoSolar se enorgullece de formar parte de un hito tan importante para nuestra industria».

Acerca de JinkoSolar Holding Co., Ltd.

JinkoSolar (NYSE: JKS) es uno de los fabricantes de módulos solares más grandes e innovadores del mundo.

JinkoSolar distribuye sus productos solares y vende sus soluciones y servicios a una base diversificada de clientes internacionales de servicios públicos, comerciales y residenciales en China, Estados Unidos, Japón, Alemania, Reino Unido, Chile, Sudáfrica, India, México, Brasil, Emiratos Árabes Unidos, Italia, España, Francia, Bélgica, Países Bajos, Polonia, Austria, Suiza, Grecia y otros países y regiones.

JinkoSolar tenía 14 instalaciones de producción en todo el mundo, 24 filiales en el extranjero en Japón, Corea del Sur, Vietnam, India, Turquía, Alemania, Italia, Suiza, Estados Unidos, México, Brasil, Chile, Australia, Canadá, Malasia, Emiratos Árabes Unidos, Dinamarca, Indonesia, Nigeria y Arabia Saudita, y equipos de ventas globales en China, Estados Unidos, Canadá, Brasil, Chile, México, Italia, Alemania, Turquía, España, Japón, Emiratos Árabes Unidos, Países Bajos, Vietnam e India, hasta el 31 de marzo de 2023.

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BHP detalló a Massa su inversión minera de U$S 79 MM en San Juan

LA SEGUNDA MINERA MÁS GRANDE DEL MUNDO VUELVE AL PAÍS E INVIERTE 79 MILLONES DE DÓLARES

El ministro de Economía, Sergio Massa y la secretaria de Minería, Fernanda Ávila, recibieron a representantes de la empresa australiana BHP, que está invirtiendo 79 millones de dólares para la exploración y el desarrollo del proyecto de cobre y plata, Filo del Sol, en la provincia de San Juan.

Durante el encuentro, Massa destacó que la minería es “un tema central” de la agenda de los próximos años en la Argentina, y ratificó que el gobierno trabaja para mejorar las condiciones del sector y darle “estabilidad y certidumbre” en término de inversiones.

“El rol de la minería será central para la Argentina de los próximos años. Como gobierno estamos enfocados en generar las condiciones necesarias para que este sector siga creciendo porque es clave para el desarrollo del país”.

BHP se había retirado del país en 2003 cuando vendió su parte accionaria del proyecto de cobre y oro, Bajo la Alumbrera, ubicado en la provincia de Catamarca.

El nuevo proyecto, Filo del Sol, está ubicado en la provincia de San Juan, Argentina, a 140 kilómetros al sureste de la ciudad de Copiapó, Chile, y se extiende a ambos lados de la frontera entre ambos países.

Al respecto, la secretaria de Minería, Fernanda Ávila destacó: “Es muy destacable que BHP, una de las mineras más grandes del mundo, vuelva a confiar y a invertir en el país. Esto es el resultado del trabajo que viene realizando Sergio Massa para generar las condiciones necesarias que permitan desarrollar el potencial que tiene nuestro país. Argentina tiene todo para convertirse en uno de los principales productores de cobre a nivel mundial, un mineral clave para la transición hacia energías más limpias”.

La actividad minera viene generando empleo de manera consecutiva, en febrero de este año alcanzó los 38.060 puestos de trabajo, lo que representó un crecimiento del 7,5% respecto a febrero de 2022.

Argentina cuenta con 161 proyectos mineros. Actualmente 21 de ellos se encuentran operativos, de los cuales 12 tienen como metal principal el oro y en 3 el producto mayoritario es plata. Además, en 3 proyectos ya se está produciendo carbonato de litio.

Existen también una gran cantidad de proyectos que se encuentran en etapas avanzadas: 8 se encuentran en construcción, 11 en factibilidad, 4 en prefactibilidad, y 10 en evaluación económica preliminar.

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Continúa el llenado por tramos del GPNK

El proceso de llenado del Gasoducto Presidente Néstor Kirchner continúa de acuerdo al cronograma establecido, con la habilitación del tramo comprendido entre los km 61 y 89 dela traza, llegando al límite entre Río Negro y La Pampa.

Agustín Gerez, presidente de Energía Argentina, describió que “estamos avanzando con el llenado en función de lo planificado, muy orgullosos de que el Gasoducto Presidente Néstor Kirchner, la obra que transforma nuestro país para los próximos 25 años, sea una realidad”.

La habilitación parcial y progresiva, procedimiento habitual en este tipo de operaciones, tiene por objetivo garantizar el llenado homogéneo del ducto con gas natural desplazando por completo el aire e involucra fases de barrido y presurización de las cañerías. Además, permite probar el funcionamiento de los sistemas de medición y regulación de las plantas.

El 20 de junio se habilitó la planta EMED Tratayén, en Neuquén, y los primeros 29 km, mientras que el pasado domingo se puso en funcionamiento el tramo que va del km 29 al 61, en la provincia de Río Negro. El cronograma de habilitación del gasoducto por tramos concluirá con su inauguración oficial el próximo 9 de julio.

La construcción del Gasoducto Presidente Néstor Kirchner se inició tras la firma de contratos en agosto de 2022, cuando comenzaron los trabajos de movimiento de suelo, traslado de equipamiento y apertura de pista, que es el “camino” por donde se coloca el gasoducto.

Luego de las primeras soldaduras en la traza, se avanzó con un promedio de 5 km diarios contando los tres frentes de obra. Así fue como se tendieron más de 47.700 caños de 12 metros de largo y de 36 pulgadas de diámetro, en los 573 kilómetros de extensión del GPNK entre Tratayén y Salliqueló, atravesando las provincias de Neuquén, Río Negro, La Pampa y Buenos Aires.

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Aporte de Genneia para la preservación ambiental en Tandil

La compañía de energías renovables Genneia sigue afianzando su compromiso con el medioambiente.

En este sentido avanzó en un acuerdo de cooperación con el Municipio de Tandil, donde Genneia aportó balanzas de plataforma electrónica y ticketeadoras electrónicas para poder realizar un correcto recuento de los materiales que se reciben en las estaciones de la Red de Puntos Limpios y, a la vez, fomentar el compromiso ambiental entre los habitantes de la zona.

La entrega se realizó en la Estación Centro de la Red de Puntos Limpios, ubicada en la avenida Santamarina 460, y contó con la presencia del intendente Miguel Lunghi; de la Secretaría de Desarrollo Productivo, Marcela Petrantonio; del Director de Medioambiente, Héctor Creparula; y Carolina Langan, Jefa de Sustentabilidad de Genneia.

Este proyecto tiene como objetivo principal contribuir al cuidado del medio ambiente, aprovechando los materiales contenidos en los residuos que son susceptibles de un reciclaje directo, consiguiendo con ello, un ahorro energético y de materias primas, y reduciendo el volumen de residuos a eliminar, así como también promoviendo la concientización de la comunidad para lograr una ciudad con espacios cada día más limpios.

“Estamos muy orgullosos de poder acompañar a la ciudad de Tandil, hogar de nuestro parque Eólico La Elbita, haciendo nuestro aporte y apoyando este tipo de iniciativas que persiguen un impacto positivo en la comunidad, y por ende, en el medio ambiente”, comentó Carolina Langan.

Al respecto, el Intendente de Tandil expresó su entusiasmo por este proyecto: “Nos
enorgullece contar con la colaboración de una empresa líder en su sector, como lo es
Genneia, que continúa apostando por proyectos en materia de sustentabilidad y de compromiso con la comunidad. Nos motiva para seguir pensando en distintas acciones que conlleven a cuidar nuestro planeta”.

Entre los residuos que se podrán depositar en las estaciones de la Red de Puntos Limpios, se encuentran: botellas de plástico, muebles, colchones, marcos, puertas, papel y cartón, pilas, vidrios, rezagos informáticos (CPU, monitor, terminales, teclado, parlantes, mouse, tv), tetra brick, entre otros.

Como premisa inicial, para que el servicio que se presta en el Punto Limpio sea el correcto,
es necesario que los usuarios aporten los residuos previamente separados y limpios, y los depositen en los contenedores específicos para cada fracción. De esta manera, organizando los residuos con responsabilidad y compromiso, se podrá avanzar hacia espacios más limpios y cuidados.

Genneia es compañía líder en la provisión de soluciones energéticas sustentables en Argentina, con un 18% de participación en la capacidad instalada eólica y solar, alcanzando el 23% de la capacidad instalada de energía eólica y el 7,5% de la solar, lo que la convierte en una de las quince generadoras más importantes de Sudamérica.

Información de Mercado

Cuáles son los próximos pasos para desarrollar Vaca Muerta

La finalización en tiempo récord de la obra de infraestructura más importante para el desarrollo de Vaca Muerta, el primer tramo del gasoducto Néstor Kirchner, permitirá evacuar gran parte de los recursos que se encuentran en la cuenca neuquina. Para evitar nuevos cuellos de botella en la capacidad de transporte hay en carpeta – y en algunos casos en ejecución- inversiones para adecuar gasoductos y duplicar la capacidad de oleoductos existentes que demandarán más de 1700 millones de dólares sin contar la etapa II del gasoducto Néstor Kirchner, que puede costar 1500 millones de dólares.

Las operadoras coinciden en cuáles serán las obras necesarias para seguir aprovechando el potencial de los 36.000 kilómetros de esa roca que en algún momento fue un mar y contiene el segundo reservorio de gas y el cuarto de petróleo no convencional del mundo. En gas, el próximo paso es la reversión del gasoducto norte que permitirá abastecer al norte del país y convertirse en una opción para exportar a Brasil. Estratégicamente aguardan la construcción de plantas de GNL.

En petróleo la apuesta más inmediata es la de ampliar la capacidad de transporte del ducto Oldelval y de Puerto Rosales en Bahía Blanca, así como la reactivación del ducto Otasa para evacuar hacia Chile. Podrían estar listas en un periodo de tres a cinco años. “Se avanzó mucho, y con los proyectos que hay va a crecer todavía más”, celebra el ejecutivo de una de las empresas en diálogo con PáginaI12.

Dame gas

En términos estratégicos son dos los proyectos que el sector público y privado destacan como realmente significativos para el aprovechamiento del gas de Vaca Muerta: el gasoducto Néstor Kirchner para abastecimiento interno, con los beneficios de ahorro fiscal por el abaratamiento de los precios internos del gas que impacta en las tarifas, y de divisas por sustitución de importaciones, y el proyecto de tratamiento de una planta de Gas Natural Licuado (GNL) para exportar el gas con valor agregado en el país. “En términos de gas es importante que haya gasoductos, pero es estratégico que el país ponga la mirada en construir plantas de GNL. Para dar la misma discusión de lo que pasa con el litio, evitar ser exportador de commodities”, aseguran fuentes privadas a PáginaI12.

Existe un acuerdo estratégico entre la estatal YPF y la petrolera estatal de Malasia, Petronas, para desarrollar un proyecto integral de GNL que incluye la construcción de una planta. Por la magnitud de la inversión requerida – 10.000 millones de dólares, la más importante de los últimos 30 años en la matriz energética nacional- está esperando ser tratado en el Congreso un proyecto de Ley que crea el Régimen de Promoción del GNL.

Con la etapa I del gasoducto Néstor Kirchner terminada, obra financiada íntegramente por el Tesoro Nacional gracias a fondos propios y la recaudación del impuesto a las grandes fortunas, el ejecutivo busca financiamiento para el segundo tramo que permitirá llevar el gas desde Salliqueló en la provincia de Buenos Aires hasta San Jerónimo en Santa Fe. La inversión, que se calcula en más de 1500 millones de dólares, tiene primeros financistas: la pública Enarsa que ejecutó el primer tramo, destinará lo recaudado por el transporte de gas para financiar el segundo tramo. También está confirmado un aporte del Banco Nacional de Desarrollo de Brasil por 689 millones para tubos y chapas de acero realizadas en ese país y podría sumarse la empresa Power China.

En lo inmediato, el próximo paso para el desarrollo del sistema de gasoductos es la reversión del gasoducto norte, una obra clave para abastecer a las provincias del noroeste afectadas por la declinación productiva del gas en Bolivia. Se trata de dar vuelta las bombas que hoy hacen presión para que el gas baje desde Bolivia y agregar algo más de caños. En los despachos oficiales calculan que la obra podría estar lista en menos de un año (ponen como fecha tentativa mayo del año que viene), y buscan financiamiento para cubrir una inversión total de 713 millones de dólares. La Cooperación Andina de Fomento (CAF), el Banco de Desarrollo de América Latina, aportará 540 millones de dólares, una parte chica de entre 70 y 80 millones los podría poner la Transportadora Gas del Norte que luego cobrará a cuenta de los recaudado por operar el ducto. El resto podría salir del Tesoro.

La importancia de la obra de reversión radica no solo en el abastecimiento interno, sino que también será importante para poder exportar gas a Brasil. “Si se quisiera exportar a corto plazo a Brasil, se podría llegar vía Bolivia a través del reversal norte”, aseguran fuentes de Energía. Transredes, la red de gasoductos de Bolivia, se encuentra muy desarrollada para la región pero muchos productores prefieren no depender de la coyuntura política del país vecino. Para la exportación a Brasil existe hoy el gasoducto A. Brasileira-Uruguayana, que se conecta con el norte y saca el gas a través de la provincia de Corrientes. Sin embargo, hacen falta obras para contactar la zona por parte de ambos países.

Petróleo

El aumento de la capacidad de transporte de petróleo es otra de las necesidades para el sector en momentos en que la producción no convencional de la cuenca alcanza mes a mes records históricos. Para evacuarlo, existen tres proyectos: la reactivación del Oleoducto Trasandino (Otasa), la duplicación de Oleoductos del Valle (Oldelval) y de la terminal portuaria Puerto Rosales. A largo plazo, se plantean los proyectos Vaca Muerta Norte y Sur, junto con la construcción de un puerto de aguas profundas en Río Negro para permitir la entrada de barcos con mayor capacidad de transporte de barriles.

Desde principios de mayo las principales operadoras están evacuando crudo hacia el lado del Pacífico a través del Otasa, un caño binacional de 425 kilómetros que llega a un pico de 2000 metros de altura para cruzar la Cordillera, y luego baja hasta Talcahuano en Chile. El oleoducto se construyó hace treinta años y dejó de operar en 2006, pero su rehabilitación permite sumar el transporte de unos 110.000 barriles adicionales de crudo de Vaca Muerta. En mayo las operadoras están exportando casi 3 millones de dólares diarios -entre 40 y 60 mil barriles, que es un un tercio de la capacidad del ducto-.

La empresa Oldelval, responsable del ducto que transporta el crudo de Vaca Muerta hacia las refinerías en Buenos Aires, invertirá alrededor de 750 millones de dólares para duplicar la capacidad de un caño que se encuentra saturado – incluso piensan en planes de triplicar la misma, aunque sin un proyecto concreto-. Esta obra, que podría estar terminada para el año que viene, debe complementarse con la ampliación de la terminal portuaria de Puerto Rosales Oiltanking Ebytem que se encarga de la recepción, almacenaje y bombeo del petróleo que proviene de las cuencas patagónicas. Implica una inversión de 300 millones de dólares.

Existen en carpeta, aunque más a largo plazo, otros dos proyecto para evacuar petroleo de la cuenca neuquina: la construcción de otro oleoducto que empalme con la vía con el pacífico (Vaca Muerta Norte), y otro más de fondo que es la construcción de uno nuevo hasta Punta Colorada en Río Negro, donde se proyecta construir el puerto de aguas profundas de Argentina. Un dragado de aguas profundas permitiría entrar buques que pueden cargar hasta 1 millón de barriles (el doble de los buques que hoy pueden entrar a Puerto Rosales en Bahía Blanca, desde donde se exporta el petróleo). En el sector privado estiman que en cinco años podrían estar concluidas las obras.

Fuente: https://www.pagina12.com.ar/561369-cuales-son-los-proximos-pasos-para-desarrollar-vaca-muerta

 

Información de Mercado

Gasoducto Néstor Kirchner: sigue la apertura del caño y el gas atraviesa Río Negro

El gasoducto Presidente Néstor Kirchner (GPSK) sigue su habilitación parcial y por tramos, tal cual estaba previsto, y hoy se iniciará la tercera etapa de llenado. Atravesará la provincia de Río Negro para luego adentrarse de lleno en La Pampa.

En línea con el calendario oficial que fijó la empresa estatal Energía Argentina (Enarsa, exIeasa), el gasoducto comenzará a llenarse hoy con el gas de Vaca Muerta entre los kilómetros 61 al 89, proceso que culminará antes del próximo jueves 29.

La puesta en marcha de la estación de medición, la apertura de la válvula y las primeras dos etapas de llenado se realizaron con éxito. La empresa Transportadora Gas del Sur (TGS), que es la operadora del caño, avanza de manera sostenida con la puesta en operación y hasta ahora todo marchó como estaba estipulado.

La fecha para el acto de inauguración se pactó para el domingo 9 de julio y antes del acto protocolar restan tres etapas más de habilitación, sin contar con la que empieza hoy. La obra permitirá ampliar el transporte de gas en unos 11 millones de metros cúbicos por día, desde Vaca Muerta.

Gasoducto Néstor Kirchner: como sigue el cronograma de habilitación


El tercer tramo de habilitación del caño que comenzará hoy, se completará antes del jueves 29, y es que ese mismo día iniciará el llenado del cuatro tramo. A diferencia de los tres primeros tramos que se llenaron, que fueron de unos 30 kilómetros cada uno, el cuarto será más largo.

Según indicaron desde Enarsa, el próximo jueves se llenarán 56 kilómetros del caño, entre kilómetro 89 al 145.

Los último dos tramos de llenado serán el mes que viene: el primero de julio empezará el martes 4, será de 140 kilómetros y, el último, se realizará el sábado 8, y será el más largo: el gas recorrerá 285 kilómetros.

 

 

Fuente: https://www.rionegro.com.ar/energia/gasoducto-nestor-kirchner-sigue-la-apertura-del-cano-y-el-gas-atraviesa-rio-negro/

 

Información de Mercado

Ruiz Moreno: “No hay dudas de que el sector renovable tiene interés en llevar adelante los proyectos de transmisión”

El sector energético de Argentina está a la expectativa de lo que pudiera pasar en torno a la expansión del sistema de transmisión, tras la aprobación de una serie ampliaciones y modernización de la red (a través de la Resolución SE 507/2023) por las que serviría para incorporar, al menos 3.550 MW de potencia renovable, como también para garantizar la confiabilidad del SADI.

Bajo esa panorama, Héctor Ruiz Moreno, gerente general de la Cámara Eólica Argentina (CEA), conversó con Energía Estratégica sobre ello y sobre la necesidad de contar con más capacidad de transporte disponible y sumar más parques a través de diferentes mecanismos.

“La Res. SE 507/2023 es un puntapié inicial institucional muy importante, ya que establece la necesidad y planifica las obras de transmisión, en un degradé relevante. Y de igual manera, la constitución de la Comisión de Transporte Eléctrico, se produjo una definición que encontramos interesante. Es un camino institucionalizado que ahora hay que trabajarlo en concreto”, sostuvo.

“Bienvenido sea todo lo que sea consolidar y estructurar una infraestructura viable y accesible para las energías renovables, con independencia de las cuestiones coyunturales. Pero a esta altura no hay dudas de que el sector renovable tiene interés en llevar adelante los proyectos de transmisión”, añadió.

Dicha Comisión en cuestión está conformada por especialistas de la propia Sec. de Energía, la Asociación de Transportistas de Energía Eléctrica de la REPÚBLICA ARGENTINA (ATEERA), la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico S.A. (CAMMESA), el Consejo Federal de la Energía Eléctrica (CFEE), el Comité de Administración del Fondo Fiduciario para el Transporte Eléctrico Federal (CAF) y la Unidad Especial Sistema de Transmisión de Energía Eléctrica (UESTEE).

Y la misma analizó el Sistema Argentino de Interconexión y que existen zonas que ya se encuentran saturadas o próximas a estarlo, sin la posibilidad de vincular las regiones con potencial para las renovables con los grandes nodos de demanda.

Mientras que por el lado de la CEA, ya fueron convocados por las autoridades nacionales en algunas oportunidades para dialogar sobre las alternativas y vinculaciones público-privadas para resolver los cuellos de botella que existen actualmente.

“Los generadores del sector eólico están dispuestos a participar de la inversión de estas líneas. ¿Cuánto y cómo? Habrá que discutirlo, pero la decisión de la expansión del transporte se materializa a través de la voluntad de los generadores”, afirmó Ruiz Moreno

Un ejemplo de ello fue la inclusión en el plan nacional de línea de transmisión Vivoratá – Plomer, correspondiente al proyecto AMBA I. Obra prioritaria en 500 kV de más de 500 kilómetros que se mantuvo trabada por más de un año y que el sector pedía con urgencia para despachar más generación renovable en Buenos Aires, provincia que suma 1272 MW eólicos instalados.

“Hay una cuestión vinculada con el marco regulatorio en términos de participación privada que requiere una definición específica, pero ya estamos en charlas e intercambios y entendemos que deberían aparecer resoluciones más puntuales que abran la puerta al inicio de estas obras, con el mecanismo que fuere”, apuntó el gerente general de la CEA.

Incluso, no descartó que sea a través de la convocatoria para presentar manifestaciones de interés para gestionar y financiar ampliaciones del sistema de transmisión de energía eléctrica en alta tensión.

Llamado que ya es estudiado por la Subsecretaría de Energía Eléctrica y que sería muy similar a aquel realizado en 2022 que fue destinado a emprendimientos renovables y de almacenamiento de energía, según adelantó este portal de noticias hace poco más de una semana. Y que Ruiz Moreno consideró como una “buena alternativa como metodología complementaria u ordenadora”.

 

 

Fuente: https://www.energiaestrategica.com/ruiz-moreno-no-hay-dudas-de-que-el-sector-renovable-tiene-interes-en-llevar-adelante-los-proyectos-de-transmision/

 

 

Información de Mercado

Petróleo: la producción de Argentina sigue alta, aunque sintió la merma de Vaca Muerta

La producción de petróleo en Argentina mostró un incremento en mayo de casi el 9% respecto al mismo mes de 2022, lo que ratifica la tendencia alcista que se gestó de la mano de los yacimientos de Vaca Muerta. Pese a esto, la merma en los rindes que se registró en Neuquén el mes pasado se reflejó en la cuenta total del país.

Según los últimos datos de la secretaria de Energía de Nación, Argentina promedió en mayo los 636.611 barriles de petróleo por día (bbl/d). Se trata de una casi nula contracción de 0,24% respecto a lo que se registró en abril (638.201 bbl/d), o unos 1.590 barriles menos.

Si se hace una comparación a nivel interanual se ve un salto en la producción de 8,70%, teniendo en cuenta que las extracciones de mayo del año pasado fueron de 585.690 bbl/d. Es decir que, según el último dato oficial, Argentina sumó a sus extracciones diarias unos 50.920 barriles.

Si bien la producción de mayo se trata de un nivel que se ubica por encima de la demanda diaria del país, en marzo se alcanzó el registro más alto en lo que va del año, que fue de 641.799 bbl/d. Coincidió con el mes en el que Neuquén alcanzó su pico histórico, que fue de 332.296 bbl/d (el 51,79% del total del país).

Petróleo: por qué se frenó el crecimiento en Vaca Muerta y Argentina


Si se compara la producción de petróleo de Argentina de marzo (641.799 bbl/d) con la de mayo (636.611), se ve una leve caída de 0,80%, una diferencia de casi 5.200 bbl/d. En líneas generales, lo que explica el freno en el crecimiento mensual de Argentina es lo que pasó en Neuquén.

 

Antes de repasar los datos de la provincia cabecera de Vaca Muerta, es preciso señalar que las extracciones de crudo en Neuquén se contrajeron tanto en abril como en mayo y los motivos estuvieron ligados a las restricciones en el transporte de hidrocarburos y al precio de exportación que no justificó la implementación de camiones para evacuar crudo, como si sucedió meses anteriores cuando el Brent cotizaba por arriba de los 85 dólares, hoy los futuros están casi 10 dólares abajo.

Se espera que, en los datos de junio, que se conocerán a partir del próximo 20 de julio, Neuquén vuelva a incrementar su producción, de la mano de la rehabilitación del Oleoducto Trasandino (OTASA). Ahora sí a los números.

La producción de petróleo en Neuquén llegó a su marca histórica en marzo (332.296 bbl/d) y, desde entonces, cayó en abril un 1,26% (328.077 bbl/d) y otro 0,24% en mayo (327.269 bbl/d), por los motivos arriba expuesto. En barriles significa que entre marzo y mayo perdió 5.020 a sus extracciones diarias.


Petróleo: Vaca Muerta y Argentina van de la mano


Más allá de la cantidad de barriles, lo que marcan los datos de este artículo es que los altibajos de producción que se registran en los campos de shale de Neuquén tienen un impacto directo en los rindes del país.

Si hacemos doble clic en los números de la provincia y el país vemos que Neuquén perdió unos 5.020 barriles a su producción diaria, entre marzo y mayo, mientras que el país registró una reducción de 5.200 barriles, en el mismo período.

Vale recordar que de la mano del shale Neuquén no sólo impulsa los rindes a nivel nacional, sino que también compensa el declino del resto de las cuencas hidrocarburíferas del país. De nuevo, más allá de los datos finos, los números dan cuenta de la centralidad en materia de producción que tienen los yacimientos de Vaca Muerta.

Fuente:
https://www.rionegro.com.ar/energia/petroleo-la-produccion-de-argentina-sigue-alta-aunque-sintio-la-merma-de-vaca-muerta/
energiaynegocios.com.ar, Informacion, Información de Mercado

Edesur deberá resarcir a usuarios por cortes de luz en marzo. Suman $ 471 millones

La distribuidora domiciliaria de electricidad Edesur, a cargo del servicio en el área sur del AMBA, deberá resarcir económicamente a 202.287 usuarios que entre el 6 y el 20 de marzo estuvieron afectados por cortes de suministro con una duración mínima de 10 horas. La acreditación será automática a partir de las próximas facturas, informó el Ente Regulador ENRE.

El Interventor del Organismo, Walter Martello, comunicó que la empresa distribuidora deberá pagar un total de $ 471.080.973 como resarcimiento a los 202.287 usuarios que estuvieron sin luz en el período señalado.

Esta es la tercera de una serie de sanciones que el Ente aplicó a Edesur por la sucesión de afectaciones extraordinarias registradas entre diciembre de 2022 y marzo de 2023, que totalizan hasta el momento más de $ 730 millones en resarcimientos a 339.609 usuarios.

El monto que recibirá cada usuario se determinará en función de la cantidad y la duración de los cortes sucedidos en el período en cuestión, sin perjuicio de los reclamos iniciados y de otras sanciones que pueda aplicar el Ente.

Los resarcimientos se acreditarán de manera automática en cada factura a partir de las próximas liquidaciones emitidas, y podrán identificarse a través de la leyenda Resolución ENRE N° 306/2023.

Respecto de esta nueva multa, Walter Martello reiteró que “por cada incumplimiento de las empresas distribuidoras aplicaremos la máxima sanción que nos permita el contrato de concesión”. Y agregó: “Es fundamental que los usuarios reclamen tanto a las empresas como al ENRE, para que podamos seguir aplicando este tipo de sanciones”.

Informacion, Información de Mercado, runrunenergetico.com

Pampa Energía adquiere la totalidad del bloque Rincón de Aranda en Neuquén, que le permitirá crecer significativamente en el segmento de shale oil

Pampa compra el 45% que Total Austral S.A posee en Rincón de Aranda, alcanzando el 100% de participación en el bloque, y le vende el parque eólico Mario Cebreiro ubicado en Bahía Blanca. Con esta incorporación, Pampa sigue diversificando su presencia en el sector energético y refuerza su apuesta al desarrollo de Vaca Muerta. Con la adquisición de este 45% restante, la compañía aumenta su exposición en el segmento del petróleo no convencional, en un bloque con un gran potencial productivo. Rincón de Aranda tiene una concesión para la explotación convencional de hidrocarburos, sobre la que se solicitará su reconversión […]

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