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La viuda de Steve Jobs quiere invertir en energías renovables en la Argentina

Laurene Powell Jobs, la viuda del magnate empresarial Steve Jobs, expresó un interés concreto por invertir en el mercado local de las energías renovables. Dueña de un fondo de 3.500 millones de dólares, anticipó que desea contribuir en la lucha contra el cambio climático a través de proyectos en países como la Argentina.

Según allegados, luego de visitar Brasil y Chile, Powell Jobs estuvo en suelo argentino, donde comprobó que hay mucho potencial por aprovechar. “Vio que está todo por hacerse y se mostró especialmente interesada por la figura de la generación distribuida comunitaria”, indicaron.

Este concepto contempla el modelo en el que una comunidad, grupo de vecinos, cooperativa o entidad local se organiza para instalar y operar sistemas de generación de fuentes energéticas renovables. Básicamente, permite que dos o más sujetos declaren la administración en conjunto de un equipo de esta clase de generación, tornando viable consumir la energía producida por los miembros de la comunidad e inyectar los excedentes a la red eléctrica pública.

De esta manera, se reducen los costos de la inversión, se dota a la localidad donde se emplaza la iniciativa de una energía confiable (especialmente en zonas desconectadas de la red) y otorga la posibilidad de obtener ingresos adicionales. Por ahora, la metodología tuvo una penetración importante en la provincia de Córdoba, Mendoza y Santa Fe.

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Suiza aprueba un sistema eléctrico basado en las renovables

Vía referéndum, Suiza aprobó la Ley federal sobre un suministro seguro de electricidad a partir de energías renovables, una norma que pretende asegurar el abastecimiento energético del país helvético en un momento en el que los conflictos internacionales y el aumento de la demanda de electricidad por parte de la industria, los vehículos eléctricos y las bombas de calor, pueden comprometer el suministro eléctrico, especialmente en los meses de invierno.

Mientras la UE votaba la composición del Parlamento Europeo 2024-2029, la mayoría de los suizos (68,72%) dieron el visto bueno en las urnas a la legislación federal -apoyada por los partidos de todas las orientaciones- que prepara el terreno para que Suiza produzca más electricidad a partir de fuentes de energía renovables como el agua, el sol, el viento y la biomasa, para consolidar la independencia de su suministro eléctrico y reducir la dependencia del petróleo y el gas extranjeros.

El proyecto de Ley, aprobado en un referéndum con una participación que no ha llegado al 50% (45.39%) incluye instrumentos de financiación y nuevos acuerdos para producir, transportar, almacenar y consumir electricidad, y contempla la expansión de la producción de energía solar, que se realizará principalmente mediante la instalación de paneles en los edificios.

Además, en las zonas adecuadas, las condiciones de planificación para la energía eólica y las grandes plantas de energía solar, que son especialmente importantes para el suministro de electricidad en invierno, serán menos estrictas.

Las 16 centrales hidroeléctricas mencionadas en la nueva legislación -nuevos proyectos o ampliación de otros ya existentes- también estarán sujetas a condiciones de planificación más laxas, lo que aumentará las posibilidades de que un proyecto pueda realizarse incluso en caso de oposición.

Protestas ecologistas

Estas medidas han motivado protestas por parte de grupos medioambientales que han criticado que la ley pone la producción eléctrica por delante de cualquier otro interés, como la conservación del paisaje helvético. Según los ecologistas, “pronto habrá prados enteros cubiertos de paneles solares” y “algunos de los paisajes más hermosos del país serán desfigurados de forma irremediable” por la construcción de infraestructuras eléctricas en áreas protegidas.

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Gobernadores de Neuquén y Río Negro se reunieron con Lula Da Silva

“Cuando la diplomacia nacional no avanza, actúan las provincias” comentó un operador político de Neuquén sobre la participación de los gobernadores Rolando Figueroa (Neuquén) y Alberto Weretilneck (Río Negro) en la cumbre PRIORIDAD FII. Este evento, organizado por el Future Investment Initiative (FII Institute), se llevó a cabo en Río de Janeiro y fue convocado por el presidente de Brasil, Luis Ignacio “Lula” Da Silva, para tratar la transición energética y el potencial de la región norpatagónica, especialmente Vaca Muerta.

El presidente Da Silva encabezó la reunión, acompañado por sus ministros Rui Costa (Jefe de Gabinete), Renan Filho (Transporte), y Alexandre Silveira (Energía). Los gobernadores también se reunieron con Magda Chambriard, presidenta de Petrobras, y representantes del Banco de Desarrollo de Brasil (BNDES).

Figueroa, durante su visita a Houston en mayo, ya había discutido con ejecutivos de la empresa energética brasileña sobre las perspectivas de Vaca Muerta para el Cono Sur y estudiando posibles inversiones en la cuenca neuquina. En el transcurso de la cumbre, se trataron temas esenciales para la región norpatagónica desde una perspectiva ambiental. Vaca Muerta fue destacada por su papel clave en la transición energética a través del desarrollo del gas, con la capacidad de exportar a países como Brasil, Chile, Paraguay y Bolivia. La provincia está avanzando en iniciativas para la descarbonización, con la meta de exportar gas ‘Net Zero’. La financiación de estos desarrollos fue un tema principal en las discusiones.

Weretilneck, por su parte, subrayó el avance en el mercado de peras y manzanas con Brasil, y el comercio de cebollas, que representa el 90% de la producción rionegrina destinada a este país. También mencionó los proyectos de ingeniería en cooperación con INVAP.

El evento FII PRIORITY Río de Janeiro 2024 se llevó a cabo bajo el lema “Invertir en dignidad”. Reunió a algunos de los inversores más influyentes del mundo, junto a líderes empresariales y jefes de estado. Durante la jornada, se exploró cómo la inversión en la transición ecológica, la tecnología, la innovación y la inclusión social puede contribuir a un nuevo orden mundial que priorice la dignidad para todos.

Frío frío..

La relación entre los presidentes de Brasil, Lula Da Silva, y Argentina, Javier Milei, se encuentra en un punto de distanciamiento sin precedentes. Lo que antes era una abierta rivalidad se ha transformado, por razones de prudencia, en un contraste que se ha intensificado en las últimas semanas, especialmente en el ámbito de la política exterior. Ambos líderes, que buscan ser vistos como figuras globales, han radicalizado sus posturas respecto al conflicto en Israel.

A diferencia de lo habitual en la política, las declaraciones de Javier Milei durante su campaña sobre Lula se han mantenido firmes una vez electo, exacerbando las tensiones entre las dos mayores naciones de Sudamérica. Es relevante recordar que Milei, durante su campaña, afirmó que no mantendría relaciones bilaterales con Brasil bajo su gobierno, calificando a Lula Da Silva como “comunista”. Milei también expresó su intención de alinear a Argentina con países como Estados Unidos e Israel, a los que considera parte del “mundo libre”.

La realidad, sin embargo, muestra que Argentina depende más de Brasil que viceversa. La diplomacia de Itamaraty (Brasil) se ha mostrado más precisa que la del Palacio San Martín (Argentina), cuando en un momento crítico, puso en suspenso por 24 horas el suministro de Gas Natural Licuado (GNL) al revisar minuciosamente una carta de crédito firmada por Enarsa para la compra de un cargamento con destino a Escobar.

En abril, Javier Milei había buscado mejorar las relaciones con Lula Da Silva solicitando una reunión a través de su canciller, Diana Mondino. En una carta enviada por Milei a Lula, según reportó el diario Folha de São Paulo, el gobierno argentino expresó un fuerte interés en mantener la relación bilateral y contenía un mensaje de saludo. Este fue el segundo intento de Milei para dialogar con Lula, después de que el presidente brasileño rechazara inicialmente la invitación de Milei a su toma de posesión el 10 de diciembre.

Lula y Milei mantienen una distancia muy difícil de encontrar en la historia de la relación entre Brasil y la Argentina. Lo que fue rivalidad abierta ahora es, por razones de prudencia, un contraste que se ha profundizado en las últimas semanas en el plano de la política exterior. Lula y Milei, que comparten la aspiración de ser vistos como actores globales, radicalizaron sus definiciones frente al conflicto entre Israel.
Pero todo indica que los dichos en campaña de Javier Milei sobre Lula, a diferencia de la tradición política, se matuvieron, lo que crea fuertes tensiones entre los mayores países de Sudamérica.

Cabe recordar que Milei durante su campaña dijo que bajo su gobierno él no mantendría relaciones bilaterales con Brasil ya que según él, Lula da Silva, actual presidente, es “un comunista”. En la ocasión dijo también que que, como Jefe de Estado, buscaría alianzas con países como Estados Unidos e Israel, identificándolos como parte del “mundo libre”.
Pero el mundo gira y todo indica que por estas fechas, la Argentina necesita más de Brasil que a la inversa y la diplomacia de Itamaraty es mucho más afinada que la del Palacio San Martín, incluso puso en jaque por veinticuatro horas el abastecimiento de GNL al observar con lupa una carta de crédito firmada por Enarsa para la compra de un cargamento con destino a Escobar.

Javier Milei reculó en abril y pidió una reunión con Lula Da Silva para mejorar las relaciones con Brasil. El libertario le envió una carta a su par brasileño a través de su canciller, Diana Mondino solicitando una reunión con Lula Da Silva. Según el diario Folha de San Pablo el Gobierno argentino “está muy interesado en mantener la relación bilateral”, y reveló que la carta contenía “un saludo”. Se trata, en este marco, del segundo intento realizado por Milei para conversar con Lula, quien inicialmente rechazó la invitación del argentino a la asunción presidencial del 10 de diciembre.

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El Gobierno aumentó los precios de los biocombustibles

La Secretaría de Energía estableció nuevos precios para los biocombustibles, que se mezclan de manera obligatoria con los combustibles fósiles. Se espera que en las próximas semanas, los nuevos costos tengan impacto directo en el costo de la nafta y el gasoil en el mercado.

Lo hizo mediante las resoluciones 95, 96 y 97, publicadas este martes en el Boletín Oficial. Las decisiones implican un aumento de 2,10% los valores del bioetanol, elaborado tanto de caña de azúcar como de maíz.

Nuevos precios de bioetanol

Según la resolución de Energía, el precio del bioetanol de caña de azúcar fue fijado en $635 por litro, mientras el de maíz se estableció en $582 por litro. Estos precios regirán desde junio de 2024 hasta que sean reemplazados por nuevos valores.

La dependencia resolvió que el biodiesel, que se utiliza para las mezclas obligatorias con gasoil, tenga un nuevo precio de $951.285 por tonelada, un alza de 1,4% desde el valor anterior.

El anterior aumento para los biocombustibles había sido a mediados de mayo y fue trasladado, junto con otros componentes, a los precios finales a principios de junio, cuando las petroleras incrementaron 4% promedio los precios de la nafta y el gasoil.

Cómo afecta el alza de los biocombustibles a los consumidores

El incremento en el costo del bioetanol puede traducirse en un aumento en el precio final de la nafta y el gasoil en los surtidores. Dado que la ley exige una mezcla obligatoria de bioetanol con las naftas y de biodiesel con el gasoil que se comercializan en todo el país, cualquier aumento en los costos de uno de los componentes puede elevar el precio total.

Esto podría significar también un aumento en los costos de transporte y, en consecuencia, un incremento en los precios de bienes y servicios que dependen del transporte para su distribución.

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Paquete fiscal: fuerte rechazo de AmCham a la suba de regalías mineras del 3% al 5%

En lo que se espera sea una jornada maratónica y con los números justos para el quorum, el Senado de la Nación inició este miércoles el debate en el recinto de la Ley de Bases y el paquete fiscal, ambos mega proyectos promovidos por el presidente Javier Milei. En este marco, la Cámara de Comercio de Estados Unidos en Argentina (AmCham) envió una carta al Poder Legislativo expresando su contundente rechazo a los cambios mineros promovidos en la nueva ley ómnibus.

Específicamente, se trata de la modificación del artículo 22 de la Ley 24.196 de Inversiones Mineras, referido al tope de las regalías percibidas por las provincias mineras adheridas al régimen de la ley correspondiente.

En el descargo detallaron que “en los últimos 10 años, muchos proyectos que estaban en condiciones de ejecutarse quedaron paralizados por el declive económico del país, los cuales hubieran inyectado US$ 8.000 millones en exportaciones anuales. Si el contexto económico y regulatorio de Argentina fuera favorable, el sector pasaría de exportar US$ 4.000 millones a US$ 12.000 millones”.

“Las propias características de la actividad, que involucra procesos de exploración, construcción y explotación que implican enorme magnitud de recursos, y extendidos en el tiempo, hacen que los riesgos inherentes a las inversiones en minería sean todavía mayores que en otras industrias. Por ello, resulta esencial garantizar el cumplimiento y estabilidad de la normativa vigente, especialmente en temas fiscales, para permitir que las inversiones se realicen en un marco de previsibilidad, independientemente de los vaivenes de la coyuntura económica, política y sectorial. Para aprovechar este potencial de generación de empleo de calidad y divisas de esta actividad, en línea con otros países de la región, es imperativo llevar adelante políticas que aseguren el inicio de nuevos proyectos y fomenten la exploración de nuevos yacimientos”, agregaron exponiendo los argumentos de su rechazo.

Para AmCham, la modificación del artículo 22 de la Ley 24.196 de Inversiones Mineras, mediante la cual se eleva el tope de regalías que pueden percibir las provincias adheridas al régimen de un 3% a un 5% del valor “boca mina” del mineral extraído, implica el cambio de condiciones en los modelos de negocios de nuestras compañías.

“Esta modificación va en contra de los objetivos del Régimen de Promoción de Grandes Inversiones (RIGI), contemplado en el proyecto de Ley Bases. Además, y es otro factor relevante que constituye a un sensible aumento en la presión tributaria sobre la actividad (actualmente una de las altas de toda la región) deteriorando aún más la competitividad y sumándose a otros elementos negativos como la falta de infraestructura apropiada, costos de logística, normas burocráticas, etc”, indicaron.

Por las razones antes expuestas, desde la Cámara de Comercio de Estados Unidos en Argentina solicitaron que se revise la decisión del aumento en el tope de regalías vigente, “garantizando la seguridad jurídica necesaria para el arribo de inversiones y evitando obstaculizar el futuro funcionamiento del RIGI como herramienta para fomentar el desarrollo de la actividad”.

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Gustavo Gallino, VP de Infraestructura de YPF: “El RIGI no es para ganar más, si no para que proyectos como el de GNL sean viables”

El vicepresidente de Infraestructura de YPF, Gustavo Gallino, advirtió que sin la aprobación del Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones (RIGI), los proyectos de exportación de Gas Natural Licuado (GNL) por barco, que impulsa la compañía con mayoría accionaria estatal junto a la malaya Petronas, son inviables en la Argentina. El ejecutivo subrayó que “el RIGI no es para ganar más, si no que es para que los proyectos como el de GNL sean viables. Sin RIGI los proyectos no son rentables. No vamos a poder desarrollar nuestros recursos”. Lo dijo en el Midstream & Gas Day, evento organizado por EconoJournal que se realizó este miércoles en el Salón Dorrego del Hípico Alemán.

Gallino participó del panel “Grandes proyectos de infraestructura: desde el Vaca Muerta Sur hasta una planta de licuefacción de LNG”. Allí analizó dos grandes proyectos de infraestructura que lleva adelante YPF, como es el oleoducto Vaca Muerta Sur, una obra estratégica que permitirá incrementar la producción de crudo no convencional de Neuquén y exportarlo desde Punta Colorada en Río Negro, y la construcción de la planta de producción de GNL, que habilitará la exportación de hasta 25 millones de toneladas de gas por año (MTPA).

Cronograma del oleoducto

El ducto Vaca Muerta Sur demandará una inversión de US$ 2.500 millones entre tuberías, almacenamiento y las estaciones. El ejecutivo de YPF destacó que “la meta que tenemos es que esté listo en julio de 2026. Ya estamos ejecutando el primer tramo, que llega a Allen. El tramo dos más las estaciones de almacenamiento y bombeo de Allen (Neuquén) y de Chelforo (Río Negro) y los dos tramos que van de Allen a Chelforo y de Chelforo a Punta Colorada, están avanzando”. La obra también contará con la terminal, el almacenamiento y las dos boyas de carga.

Gallino describió el cronograma previsto del proyecto: “hace dos semanas les dimos el pliego a los oferentes y esperamos que para el 20 de julio tengamos las ofertas”. También afirmó que estiman firmar los contratos en octubre o –a más tardar- en noviembre para que en 2024 comience la ejecución. “Tenemos dos empresas trabajando para optimizar el diseño de ingeniería para mejorar el costo de la operación y que la rentabilidad sea mejor”, señaló.

Creo que la Argentina demostró el año pasado con el Gasoducto Néstor Kirchner que se pueden hacer proyectos de infraestructura en la Argentina con tiempos comprometidos. Nosotros invitamos no sólo a empresas argentinas en el Vaca Muerta Sur, sino también a empresas internacionales”, indicó el ejecutivo de YPF.

Gallino destacó además que “son proyectos para toda la industria. Estamos llamando a otros productores para que se sumen. Algunos serán socios y otros cargadores. Por más que lo lideremos nosotros, son proyectos para el país, no sólo para YPF”

Planta de GNL

El vicepresidente de Infraestructura de YPF comentó la actualidad del megaproyecto de construcción de la planta de producción de GNL. “Creemos que distintos actores de la industria se van a sumar. Estamos avanzando en lo que es el floating, que va a ser el barco donde se va a licuar y almacenar, para el posterior licuado del gas natural. Es la primera etapa del proyecto. Estamos analizando cuatro empresas internacionales”, contó.

YPF tiene el 51% del proyecto, mientras que Petronas cuenta con el 49% restante. Además del proceso de competencia por el floating, las compañías están por lanzar dos competencias más sobre nearshore (en la costa) y una planta de separación que estará en Neuquén.

“Nos estamos preparando para salir con una competencia entre empresas locales para todo lo que es onshore, fundamentalmente para una planta de agua fresca, otra planta de agua de incendio y otras instalaciones en nearshore. También estamos preparando una competencia de empresas locales para una planta de separación en Neuquén, en lo que es Vaca Muerta”, añadió.

Gallino destacó también que “el proyecto podría estar operativo con el primer barco de cuatro o cinco MTPA (20 millones de m3 de gas) para la primera exportación en 2030. Luego habría una rápida escalada en la producción con un segundo barco. Creemos que podemos llegar a los 25 MTPA en 2032 o 2033”.

“Si el proyecto de GNL se hace va a haber alrededor de 30 MMm3 de gas asociado a la producción de petróleo que hay que tratarlo. Hay que hacer algo con esto porque puede generar nuevas exportaciones”, enfatizó.

“Lo que me preocupa es que tengamos continuidad. No que por vaivenes de la macroeconomía argentina tengamos que parar y volver a arrancar. La Argentina tiene la oportunidad de exportar US$ 30.000 millones en energía, similar a una cosecha. Es una oportunidad que no tenemos que desaprovechar y para eso necesitamos que el país se estabilice. Para poder exportar estos volúmenes, Vaca Muerta tiene que ser competitiva en el mercado mundial”, concluyó Gallino.

, Roberto Bellato

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Oscar Sardi sobre el proyecto NGL de TGS : «Son inversiones de más de 2500 millones de dolares»

Las oportunidades en torno al gas natural asociado a la producción de crudo y la obtención de liquidos del shale gas en Vaca Muerta fue el tema central en la apertura de una nueva edición del Midstream & Gas Day, el evento que EconoJournal organiza anualmente. El director general de Transportadora de Gas del Sur (TGS), Oscar Sardi, brindó un panorama sobre el proyecto National Gas Liquids (NGL), que prevé una inversión global de más de 2500 millones de dólares si los productores de gas deciden aprovechar esas oportunidades.

TGS, una de las principales transportistas troncales de gas natural del país, comenzó en 2016 un proceso de incorporación y desarrollo de negocios vinculados al midstream. “Fue así cómo comenzamos a trabajar la idea de Vaca Muerta. A partir del respaldo de los accionistas pudimos consolidar el negocio de midstream. Hoy lleva cinco años y se transformó en la palanca de crecimiento de la compañía”, dijo frente a la audiencia convocada en Club Hípico Alemán.

Gracias a un plan de inversiones del orden de los 1400 millones de dólares que se vienen ejecutando desde 2018, la empresa hoy tiene una planta de procesamiento de gas en Tratayén, que desde el año pasado cuenta con una capacidad para procesar 15 millones de mm3 de gas por día y que agregará más capacidad para fin de año. “Este año con la finalización de uno de los dos modulos que están por entrar en servicio vamos a ampliar la capacidad a 30 millones diarios”, afirmó Sardi.

Oscar Sardi, director general de TGS.

Proyecto NGL y el RIGI

La estrategia de TGS en Tratayén es instalar esos módulos en modo acondicionamiento del gas para atender el crecimiento de la producción gasífera en Vaca Muerta. Pero los módulos eventualmente pueden ser modificados para un proyecto que le permitiría a la empresa obtener y transportar más líquidos.

Este proyecto, denominado National Gas Liquids (NGL), implicaría la modificación de los módulos para la separación y la obtención de líquidos como butano y propano (GLP), además de la construcción de la infraestructura de transporte necesaria para llevar esos líquidos hasta el complejo General Cerri, en Bahía Blanca. “Son inversiones superiores a los 2500 millones de dólares”, dijó Sardi.

“Con muy poco trabajo esos módulos pueden ser reconvertidos para el procesamiento con el objetivo de extraer propano, butano y gasolina del gas de Vaca Muerta. Hoy ese gas entra en el gasoducto y hay una pérdida de valor, cuando el productor podría estar monetizando esos gases”, explicó el director de TGS.

El proyecto NGL esta en evaluación y en última instancia dependerá del interés de las productoras de gas en aprovechar ese valor si le encuentran sentido económico. En ese aspecto, Sardi observó la importancia del Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones (RIGI) contenido en el proyecto de Ley de Bases y Puntos de Partida, que podría ser aprobado esta semana en el Senado.

“Es un proyecto que entraría en el Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones. Por eso es tan importante que finalmente salga la ley de Bases por la cantidad de beneficios que tiene para la industria. Una cosa es con RIGI y otra sin RIGI. Sin RIGI tiene una rentabilidad prácticamente menor y es muy difícil evaluar una inversión de estas características”.

Gas asociado al shale oil

Consultado sobre el potencial relacionado a la obtención de gas natural asociado a la producción de petróleo no convencional en Vaca Muerta, el director general de TGS brindó un panorama optimista en base a estimaciones propias de la empresa.

Sardi explicó que con una producción diaria actual en la cuenca neuquina de 430.000 barriles se están obteniendo alrededor de 10,5 millones de metros cúbicos diarios de gas asociado. La compañía observa que si la producción trepara a entre 800 y un millón de bpd, teniendo en cuenta el promedio de obtención de gas asociado al petróleo,  en un punto medio podría haber un salto entre un mínimo de unos 20 mm3 por día adicionales a los 10 actuales, o un máximo de unos 60 millones adicionales a los diez.

“Asumiendo un punto medio, nos quedamos en 40 millones adicionales, estamos hablando de una base importante de inyección adicional desde el petróleo, de unos 50 millones diarios”, explicó. “Lo importante acá es que la base de producción de petróleo no puede parar nunca, por lo que ese es el mínimo aumento”, añadió.

, Nicolás Deza

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Refuerzan el suministro de gas con importaciones desde Chile

El secretario de Energía de la Nación, Eduardo Rodríguez Chirillo, dijo que el segundo tramo del gasoducto PNK requerirá una inversión de US$ 2.500 millones y se espera que la licitación esté adjudicada para diciembre, con la condición de financiamiento a cargo de la empresa o consorcio adjudicado. Comienza la importación de gas desde Chile.

La administración Milei ha estado atenta a las señales de alarma generadas por el desabastecimiento de gas en semanas recientes, especialmente para clientes industriales y estaciones de servicio de Gas Natural Comprimido (GNC). Por esa razón pusieron el ojo en las obras de las plantas compresoras del Gasoducto Presidente Néstor Kirchner (GPNK), las cuales, según el plan original, deberían estar operativas en este momento.
Sin embargo y según dicen en Energía, debido al cambio de gestión, se han experimentado demoras en estas obras, las cuales se están abordando. La estatal Energía Argentina (Enarsa) ha establecido un nuevo cronograma para la finalización, prueba e inicio de operaciones de estas plantas, que están en proceso de montaje en Tratayen, en la provincia de Neuquén, y en Salliqueló, en la provincia de Buenos Aires.

En la actualidad, el ducto de 30 pulgadas tiene una capacidad de transporte limitada a 11 millones de metros cúbicos por día (MMm3/d), pero se espera que esta capacidad se duplique una vez que las plantas compresoras estén operativas, alcanzando así su capacidad proyectada de 22 MMm3/d.

Según el último informe de Enarsa, a principios de junio la planta compresora de Tratayen, construida por la empresa Sacde del Grupo Pampa Energía, está aproximadamente un 87% completada. Este progreso se desglosa en un avance del 97% en la obra civil, un 83% en el piping o mecánica, un 88% en electricidad y cableado, y un 85% en equipos de instrumentación.

La fecha programada para las pruebas de funcionamiento de la cabecera del ducto, que se extiende por 573 kilómetros desde la Cuenca Neuquina, es el 15 de junio, con la primera inyección de gas programada para el 9 de julio, con la participación de la empresa transportista TGS, que operará el sistema por un período de cinco años.

La fecha del 9 de julio no solo tiene un significado simbólico por ser el día de la independencia, sino porque en esa misma fecha en 2023 se inauguró el Tramo I del nuevo gasoducto troncal por parte del entonces presidente Alberto Fernández y su vicepresidenta Cristina Fernández de Kirchner.

La segunda planta compresora, ubicada en Salliqueló y a cargo de la UTE Esuco y Contreras Hermanos, muestra un progreso significativo, con un avance general de obra estimado en un 53% a principios de junio. Este avance se distribuye en un 71% en la obra civil, un 42% en piping, un 23% en electricidad y cableado, y un 15% en instrumentación.

Según Enarsa, se espera que las pruebas para la obtención del permiso de funcionamiento comiencen el 30 de julio, con la primera inyección programada para el 30 de agosto.

Paralelamente a estas actividades, el gobierno nacional ha decidido avanzar con la licitación del segundo tramo del gasoducto Néstor Kirchner (GNK II), que se extenderá aproximadamente 520 kilómetros desde Salliqueló hasta el sur de la provincia de Santa Fe, específicamente en el nodo gasífero de San Jerónimo. Este proyecto permitirá completar el proyecto original y duplicar la capacidad de transporte de gas a 40 MMm3/d, facilitando el transporte del gas incremental de Vaca Muerta a la región centro-litoral del país.

Según lo anunciado por Rodríguez Chirillo, esta obra requerirá una inversión de US$ 2500 millones y se espera que la licitación esté adjudicada para diciembre, con la condición de financiamiento a cargo de la empresa o consorcio adjudicado. El adjudicatario podrá utilizar como garantía de financiamiento los contratos a futuro que suscriba con las empresas productoras de gas, asegurando así su asignación de capacidad de transporte.

Además, se está planificando la creación de una empresa de midstream independiente, denominada Transportadora del Gas del Centro (TGC), que se encargará de operar y mantener los tramos I y II del gasoducto. Esta empresa podría incorporar activos de la actual Enarsa, junto con una posible participación de capital privado.

El gas que importa

Rodríguez Chirillo difundió los planes para asegurar el suministro de gas en la región del NOA durante el invierno, anunciando la importación desde el norte de Chile como si se tratase de una novedad. En un contrato entre ENAP y Enarsa, se estableció la importación de hasta 128 millones de metros cúbicos de gas desde la terminal de GNL de Mejillones hasta la provincia de Salta a través del gasoducto Norandino.

Este anuncio llega de que, a finales del año pasado, se reiniciara la exportación de gas a Chile, después de 17 años, a través del mismo gasoducto, con un volumen diario de 400.000 m³, proceso que finalizó en abril. A pesar de la alta demanda interna de gas, continúa la exportación a Chile a través de otros gasoductos que cruzan la cordillera.

Durante la semana de mayores cortes a fines de mayo, las exportaciones apenas se redujeron en un millón de metros cúbicos diarios, pasando de 6 MMm3/d a 5 MMm3/d.
Esto se debe en parte a que algunos envíos tienen la condición de ser firmes y su interrupción podría dañar la confianza en las relaciones comerciales. Además, los gasoductos que llevan gas desde la cuenca neuquina hasta el Área Metropolitana de Buenos Aires están operando al máximo de su capacidad, por lo que interrumpir estos flujos no resolvería la escasez interna.

En las últimas semanas, la mayoría de las exportaciones de gas neuquino han sido transportadas a través del Gasoducto GasAndes, que conecta La Mora en Mendoza, Argentina, con San Bernardo, en las afueras de Santiago, Chile, a través del Gasoducto Centro Oeste.

Además, se ha alcanzado un acuerdo con la brasileña Petrobras para ceder parte del gas boliviano. Este memorando contempla la cesión de gas boliviano para agosto y septiembre, pero podría extenderse a junio y julio. El objetivo es que Petrobras deje de consumir este gas y Bolivia suministre el volumen necesario para Argentina.Se espera que para septiembre, la reversión del gasoducto norte esté completada, lo que reducirá la importación de Bolivia a cero. Este proceso se espera que comience en agosto.

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El Gobierno convoca al sector privado para construir la segunda parte del gasoducto Néstor Kirchner

El secretario de Energía, Eduardo Rodríguez Chirillo, confirmó que se busca adjudicar el segundo tramo en diciembre, para que entre en operación en marzo de 2026; demandará una inversión aproximada de US$2554 millones. El secretario de Energía, Eduardo Rodríguez Chirillo, llegó pasadas las 13 al hotel Libertador de microcentro, donde más de 100 líderes de empresas energéticas lo esperaban en el primer piso, para participar del tradicional almuerzo del Club del Petróleo. “Dijo que estemos preparados, porque viene con una presentación de 120 filminas”, advirtió uno de los ejecutivos petroleros. Durante casi una hora y cuarenta minutos, el secretario hizo […]

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La agenda exportadora energética argentina

Hay señales en el sector que empiezan a ser auspiciosas para el equilibrio de las cuentas externas y la escasez de dólares. Todo en medio de una recomposición tarifaria que, aunque necesaria, no deja de ser traumática. La energía todavía se asume como parte del problema económico. El populismo energético entrampó este sector capital intensivo en el corto plazo y durante un tiempo vamos a seguir hablando de cortes de luz, consecuencia de días de calor, o de cortes de gas, consecuencia de días muy fríos. Todo en medio de una recomposición tarifaria que, aunque necesaria, no deja de ser […]

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Steven Koonin: “Vamos hacia un intento de tratar de transformar el sistema de energía sin haberlo pensado en términos de costo, estrategia y consecuencias”

El ex subsecretario de Ciencia de Barack Obama trazó un panorama sobre cuál es el escenario respecto al cambio climático y el calentamiento global. En diálogo con EconoJournal advirtió sobre la necesidad de que los países aprovechen sus recursos para abastecer su demanda energética y aseguró que no hay una crisis climática. Steven Koonin, físico teórico estadounidense y ex subsecretario de Ciencia del Departamento de Energía durante la administración de Barack Obama, compartió su mirada sobre el cambio climático y las implicancias de las acciones que están llevando adelante los países a fin de combatirlo. En su libro “El clima: […]

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ENARGAS aprobó el inicio de las obras de ampliación del Gasoducto Norte

Energía Argentina S.A. fue autorizada, en los términos del artículo 16, inciso b) de la Ley N° 24.076 y su reglamentación, el 23 de mayo de 2024, con el propósito de extender el sistema de transporte de gas natural e iniciar la construcción de un gasoducto desde las inmediaciones de la Planta Compresora “La Carlota” del Gasoducto Centro Oeste hasta las inmediaciones de la Planta Compresora “Tío Pujio” sobre el Gasoducto Norte, en el marco del proyecto conocido “Reversión del Gasoducto Norte” del Programa “Transport. Ar Producción Nacional”. La Resolución autoriza además a Energía Argentina S.A. y a Transportadora de […]

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¿En qué consiste el acuerdo entre Enarsa y Enap de Chile para fortalecer el suministro de gas natural desde el norte argentino?

Enarsa aceptó la importación de gas natural para alimentar el norte de Argentina con la estatal chilena Enap. El gasoducto NorAndino será el medio por el cual llegará al país desde la terminal de GNL de Mejillones, en el norte de Chile. El gobierno de Chile acordó con la compañía estatal Enarsa Argentina para importar gas natural desde ese país para aprovechar el norte de Argentina. Quien enviará el fluido es la estatal chilena Enap. La estrategia tiene como objetivo mejorar el apoyo y se origina de la escasez que surtió en el país en el mes de mayo. En […]

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Tucumán presente en el Consejo Federal de Minería

Se concretó la 46ª asamblea del Consejo Federal de Minería (COFEMIN). Estuvieron presentes representantes de la Dirección de Minería de Tucumán. La Dirección de Minería de la Secretaría de Producción, estuvo presente en la 46ª asamblea del Consejo Federal de Minería (COFEMIN), en la cual las autoridades mineras de las provincias abordaron temas relacionados a las políticas y gestión pública de la actividad. En esta oportunidad el evento fue presidido por la secretaria de Minería y Energía de Salta, Romina Sassarini, en su carácter de presidente del Consejo Federal Minero y contó con la participación del secretario de Minería de […]

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Vaca Muerta: el 75% de todas las inversiones upstream se componen de esquisto

Más de 8.500 millones de dólares se destinarán a la minería no convencional, principalmente petróleo de esquisto. Unos U$S 4.406 millones serían invertidos por YPF. La inversión en petróleo siguió un 6% este año, mientras que las orientadas hacia la ventana del gas se redujeron en un 32%. Según las presentaciones de las empresas ante la Secretaría de Energía de la Nación para 2024, las inversiones en exploración y producción de hidrocarburos alcanzarán los 11.400 millones de dólares, sólo 400 millones de dólares menos que en 2023. Del total, el 75% son no convencionales (US$ 8.569 millones), con especial foco […]

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Milei presiona al Senado para que apruebe el régimen de inversiones ya que pone en riesgo una obra crucial en Vaca Muerta

La petrolera nacional y la petrolera malaya Petronas tienen la intención de construir una fábrica de licuefacción. Se estimaba que JP Morgan intervendría con una financiación cercana a los 30.000 millones de dólares. El banco más importante en los Estados Unidos, JP Morgan, definió claramente el asunto: en un informe publicado el jueves último, señaló la importancia de que Milei consiga obtener el apoyo del Congreso para mostrar la sostenibilidad de las políticas y, posteriormente, elevar el cepó. En realidad, el reclamo de JP Morgan tiene un significado mucho más profundo: se han llevado a cabo muchos en las conversaciones […]

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Oro blanco: ¿El mineral del momento?

Deriva del griego “Lithos”, o piedra pequeña. Pasó desapercibido por décadas. Poco después de su descubrimiento, acaparó la atención por sus propiedades biológicas, revolucionando la medicina psiquiátrica al actuar a nivel de neurotransmisores. Más adelante, jugó un rol en la carrera armamentista de la Guerra Fría, al considerársele un mineral estratégico producto de su potencial nuclear. Pero es su aplicación actual en la manufactura de baterías y en el almacenamiento de energías renovables lo que ha llevado a este tercer elemento de la tabla periódica a niveles de demanda estratosférica. ¿Volverá a ser pasajero, el boom del litio? Régimen Normativo […]

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Starlink de Elon Musk promete revolucionar la conexión satelital en áreas de energía y minería

Salieron a la venta dos equipos para conectividad satelital para pymes y empresas. Todos los detalles y condiciones del servicio. Se comenzaron a comercializar en Argentina los servicios satelitales de Starlink de Elon Musk para pymes y empresas, lo que promete una revolución en las comunicaciones y conectividad para sectores como el campo, la energía y la minería. El servicio se presentó días atrás y se ofrece a través de Movistar Empresas Argentina, a partir de la alianza estratégica de la unidad Telefónica Global Solutions (TGS) con Starlink. “Es un acuerdo que tenemos a nivel regional, que se firmó a […]

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El Senado debate la privatización de Enarsa

Uno de los puntos centrales contemplados en el proyecto de Ley Bases que debatirá hoy jueves la Cámara de Senadores son las privatizaciones o concesiones de once empresas públicas, entre las que se encuentran Energía Argentina Sociedad Anónima (Enarsa).

La Libertad Avanza quiere mantener la propuesta contemplada en el dictamen de mayoría de las comisiones de Asuntos Constitucionales, Presupuesto y Hacienda, y Legislación General, pero hay resistencia de que pueda mantener en la lista a la empresa de aviación.

El oficialismo propone la privatización total de Aerolíneas Argentinas, Radio y Televisión, Intercargo y Energía Argentina (Enarsa).

Pero en el caso de Aerolíneas Argentinas hay resistencias de los senadores del Sur como en caso del radical fueguino Pablo Blanco y de la chubutense Edith Terenzi que van a aprobar en general el dictamen de mayoría, pero se oponen a la venta de la empresa aérea al sostener que algunas provincias quedarán aisladas.

Si a ese rechazo se suman los 33 votos de UP y algún otro legislador dialoguista, el Gobierno corre el riesgo no solo que se elimina la privatización de Aerolíneas Argentinas, sino de las otras empresas que están comprendidas en el articulo 7 de la ley Base como RTA, Intercargo y Enarsa.

En tanto, en el caso Aguas y Saneamientos Argentinos SA(Aysa), Correo Oficial, Belgrano Cargas y Logístico S.A, Sociedad Operadora Ferroviaria, y Corredores Viales propone una concesión parcial es decir que estén abiertas a incorporar capital privado.

En cambio, en el caso de la estratégica empresa Nucleoeléctrica Argentina Sociedad Anónima (Nassa) fija que solo se podrá organizar un Programa de Propiedad Participada (PPP) y colocar una clase de acciones para ese fin.

En este caso se permite la participación del capital privado debiendo el Estado Nacional mantener el control o la participación mayoritaria en el capital social, y además se exigirá que se requerirá el voto afirmativo para la toma de decisiones claves tanto para ampliar la capacidad de una central de generación eléctrica o para la construcción de una nueva.

Otra empresa sujeta a privatización será el Complejo Carbonífero, ferroviario y Portuario a cargo de de Yacimientos Carboníferos Rio Turbio (YCRT), aunque solo se permite también organizar un PPP y color una clase de acciones para ese fin debiendo el Estado Nacional mantener el control o la participación del mismo.

La Ley Bases establecerá que La Comisión Bicameral de Seguimiento de las Privatizaciones deberá ser informada de  la modalidad y procedimiento seleccionado conforme cualquier preferencia concedida a un potencial adquirente por parte del Poder Ejecutivo.

También las medidas adoptadas a fin de garantizar los principios de transparencia, competencia, máxima concurrencia, igualdad, publicidad y gobierno abierto en los procesos de toma de decisión; y de toda otra circunstancia de relevancia vinculada al proceso de privatización, al tiempo que la  Sindicatura General de la Nación y la Auditoría General  la Nación actuarán en colaboración permanente con esta Comisión.

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Borga de Transener: “Los ahorros de despacho repagarían la ampliación del sistema de transmisión”

La falta de capacidad de transporte eléctrico se posiciona como uno de los principales cuellos de botella para el ingreso de más parques renovables en Argentina y una mayor penetración en la matriz energética del país. 

Y si bien las empresas transportistas o de distribución troncal, dentro de su contrato de concesión, no tienen la responsabilidad de ampliar el sistema, sí llevaron a cabo una serie de estudios que derivaron en la Resolución SE 507/2023 por la que el gobierno autorizó el “Plan de Expansión del Sistema de Transmisión de Energía Eléctrica en Alta Tensión” y el Plan Expansión del Sistema de Transporte de Energía Eléctrica por Distribución Troncal (ver nota).

Dicho plan prevé cerca de USD 10.000.000.000 de inversiones para ampliar la red y sumar más de 3500 MW para capacidad eólica y solar a Costo Marginal Operado (CMO) medio y alto; las cuales podrían amortizar el costo de las obras según explicaron desde la Compañía de Transporte de Energía Eléctrica en Alta Tensión Transener S.A. (Transener)

“Trabajamos con CAMMESA en evaluar los ahorros de despacho que se generarían por permitir ingresar energía renovable y generación térmica más eficiente; ya que hay lugares donde el sistema de transporte está saturado, por lo que para abastecer la demanda se usa generación ineficiente con combustibles líquidos”, manifestó Carlos Borga, director técnico de Transener. 

“Es decir que los ahorros de despacho (calculado a 10 años) repagarían la ampliación del sistema de transmisión del Plan, pero falta arrancar, la inversión inicial”, agregó el especialista durante un evento.

Dentro de dicho programa se incluyen líneas de 500 kV, como por ejemplo la LT Vivoratá – Plomer correspondiente al proyecto AMBA I, obra prioritaria de más de 500 kilómetros que iba a ser financiada por China pero que se mantuvo trabada por más de un año; o incluso la interconexión eléctrica Río Diamante – Charlone – O’Higgins de casi 487 km entre Buenos Aires y Mendoza. 

Y el mismo surgió a partir del entendimiento que algunos corredores del Sistema Argentino de Interconexión (SADI) y diversas ET se encuentran saturadas o próximas a estarlo, sin la posibilidad de vincular las zonas con potencial para las renovables con los grandes nodos de demanda.

Sumado a que ya hubo propuestas para realizar obras menores o grandes para incorporar capacidad verde que permita alcanzar los objetivos de participación previstos en la Ley N° 27191; considerando que en 2023 el país terminó por detrás del objetivo de tener participación renovable en, al menos, 18% del total del consumo propio de energía eléctrica y que la normativa vence en 2025, año en que Argentina debería lograr llegar a la meta del 20%. 

De todos modos, el director técnico de Transener reconoció que los ahorros de despacho no se darían desde el comienzo sino que podría serlo recién a partir del quinto año de implementación de los planes en cuestión, una vez que hayan iniciado diversas obras de infraestructura. 

“Con lo cual, haría falta la financiación para empezar los primeros cinco años y luego el mismo sistema y los ahorros de despacho que éstos generan repagarían el plan”, insistió Borga.

 

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Descontento en Puerto Rico por los resultados preliminares de la segunda convocatoria para energías renovables y almacenamiento

El segundo tramo de Solicitudes de Propuestas (RFP) para proyectos de generación renovables y almacenamiento en Puerto Rico no ha alcanzado su meta de contratación fijada en 1000 MW para ofertas de energía y 500 MW equivalente en baterías.

Durante la última Reunión Regular de la Junta de Gobierno de la Autoridad de Energía Eléctrica (AEE) se recomendó la adjudicación de solo dos proyectos fotovoltaicos (20 MW y 40 MW) y uno de almacenamiento (60 MW/4hs).

Desde la AEE alegaron que los costos presentados en el segundo tramo son más altos que el promedio de los contratos ya firmados para el primer tramo, pero más bajos que el más caro de ese grupo.

Aquello despertó el malestar de los participantes de esta convocatoria ya que argumentan que el aumento promedio de las ofertas se debe a los altos costos de interconexión que LUMA estimó para este segundo tramo, que resultan superiores a los estimados para el primer tramo.

Al respecto, es preciso indicar que un elemento fundamental para que un proyecto de generación de energía renovable sea viable es la disponibilidad de interconexión. Actualmente, los puntos de interconexión en Puerto Rico estarían saturados, con lo cual necesitan adecuaciones que incrementan los costos y hacen inviable los proyectos.

“Por ejemplo, para el tranche 1 un proyecto de 80 MW tenía 8 millones de dólares de costos de interconexión, para el tranche 2 a un proyecto con las mismas características le cuesta 22 millones”, advirtió un participante de este proceso.

Los costos de interconexión no serían la única problemática identificada por los participantes del proceso. Por otro lado, la larga cadena de retrasos y burocracia para que la AEE, LUMA, el NEPR y el FOMB aprueben las propuestas, supone una incertidumbre importante que los desarrolladores tienden a traspasar en su precio final (ver detalle al pie).

Aquello envía una señal errónea a los potenciales desarrolladores e inversionistas internacionales que juegan un papel fundamental para materializar la transformación del sistema eléctrico de Puerto Rico.

“Es evidente que la AEE, el NEPR y el FOMB no son capaces de ejecutar de manera efectiva un proceso de solicitud de propuestas para energías renovables para satisfacer los objetivos establecidos en la Ley de Política Pública Energética”, cuestionaron desarrolladores.

Desde la perspectiva de empresas que participaron de ambos procesos y que llevan años invirtiendo recursos en Puerto Rico, estas situaciones crean frustración y desmotivación porque no pone en riesgo sólo la ejecución de su cartera de proyectos.

No hay que perder de perspectiva que las empresas internacionales contribuyen de forma significativa al avance del desarrollo sostenible de Puerto Rico, impactando de manera positiva a numerosos sectores de la actividad económica, el medio ambiente y los mercados laborales.

Un contexto marcado por demoras e incertidumbre

En 2019, la Legislatura de Puerto Rico aprobó la Ley de Política Pública Energética (Ley 17-2019), en la cual se establece una Cartera de Energía Renovable con el fin de alcanzar un mínimo de 40% para el 2025; 60% para el 2040; y 100% para el 2050.

Para cumplir con el mandato de la Ley 17-2019 y alcanzar el 40% para el 2025, la Autoridad de Energía Eléctrica (AEE) y el Negociado de Energía (NEPR) iniciaron un proceso de solicitud de propuestas (RFP por sus siglas en inglés) para la contratación de 3,750 MW de capacidad de generación con empresas privadas a través de fuentes renovables de energía y 1,500 MW de almacenamiento de energía a través de sistemas de baterías.

En febrero del 2021, fue publicado el primer tramo de solicitud de propuestas buscando obtener 1000 MW con capacidad de producir energía renovable y 500 MW con capacidad para almacenamiento de energía.

Posteriormente, en febrero del 2022, el NEPR aprobó 18 contratos (PPOA, por sus siglas en inglés) que fueron firmados entre junio y agosto del 2022. Sin embargo, ninguno de los 18 contratos aprobados alcanzó un cierre financiero debido principalmente por altos costos de interconexión y que los precios presentados originalmente ya no eran viables.

Para abordar estas preocupaciones, en abril del 2023, el NEPR ordenó a los desarrolladores que presentaran ofertas actualizadas. Finalmente, en septiembre del 2023, 32 meses después, fueron aprobadas 11 propuestas que totalizaron 830 MW con capacidad renovable y 2 propuestas que totalizaron 200 MW/4hr con capacidad para almacenamiento.

No obstante, al menos cinco contratos renovables fueron cancelados en Puerto Rico, de acuerdo con declaraciones del Comité de Contratación y Asuntos Regulatorios. Por lo que, en el marco del RFP “Tranche 1” en el cierre del 2023 quedaron 10 proyectos confirmados sumarán 765 MW de capacidad acumulada, proveniente de 8 proyectos de generación que totalizan 565 MW y 2 de baterías de 100 MW cada uno.

Adicional a esto, durante este año tres proyectos de almacenamiento de energía (BESS) por un total de 150 MW habrían avanzado con contratos mientras que en paralelo la AEE estaría transitando un proceso de discusión de aspectos técnicos y contractuales para reconsiderar otros cuatro proyectos de baterías en Naguabo, Yabucoa, Santa Isabel y Barceloneta, que totalizan 260 MW.

Con ese precedente, contar con Accion Group como coordinador independiente de nuevas convocatorias de solicitudes de propuestas prometía cambios para mejorar los procesos y selección de adjudicados.

Sin embargo, tras trascender en junio de este año 2024 que no se cubrieron los requerimientos del segundo tramo publicado en septiembre del 2022 que pretendía obtener 1000 MW con capacidad de producir energía renovable y 500 MW con capacidad para almacenamiento de energía, genera malestar en el sector.

Ahora, veintidós meses después de que la AEE apenas recomendó para aprobación dos propuestas que totalizaron 60 MW con capacidad renovable y una propuesta para 60 MW/4hr con capacidad para almacenamiento, el inversionista ve con recaudos el tercer tramo que avanza en paralelo.

Si bien, en las próximas semanas se podría renegociar nuevos precios y se anuncien nuevos proyectos recomendados para adjudicación final (existe un precedente así en el primer tramo) aún queda la incertidumbre de cómo ser competitivos a los ojos de las autoridades del sector energético si se mantienen altos los costos de interconexión.

“Para ser efectivos en los siguientes procesos de solicitud de propuestas, la AEE, el NEPR y el FOMB deben acordar y establecer un precio de referencia para que los desarrolladores e inversionistas determinen si con dicho precio su proyecto es viable”, planteó un participante en exclusiva para Energía Estratégica.

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Más energía para México: el nuevo PRODESEN pronostica la adición de 50 GW eólicos y solares al 2038

La Secretaría de Energía de México (SENER) publicó el Programa de Desarrollo del Sector Eléctrico Nacional (PRODESEN) para el periodo 2024-2038, dando a conocer que sus pronósticos para los próximos años involucran una mayor adición de capacidad de generación en comparación con la planificación realizada en los últimos ocho años.

En el nuevo PRODESEN, el capítulo del Programa Indicativo para la Instalación y Retiro de Centrales Eléctricas (PIIRCE) fue el que más expectativas despertó entre la iniciativa privada. En el PIIRCE 2024 – 2038 se estima una adición neta de capacidad de generación de 84,194 MW, sin considerar la Generación Distribuida y 93,924 MW sumando GD.

Del total, 25,251 MW se interconectarían entre 2024 y 2027; mientras que los 68,673 MW restantes lo harían entre 2028 a 2038, marcando una tendencia creciente a la adición de centrales de energía limpia y almacenamiento.

En el primer periodo, las centrales de ciclo combinado (24.3%), bancos de baterías (20.2%) y eólicas (19.9%) liderarían el podio de porcentajes de incorporación, seguidas por la solar fotovoltaica (15.6%) y generación distribuida fotovoltaica (11.4%), completando con pequeños porcentajes las centrales de combustión interna (4.0%), hidroeléctrica (3,8%), tubogas (0,7%) y geotérmica (0,1%).

En el segundo periodo, las centrales eólicas (33.0%) pasarían a dominar los porcentajes de incorporación por delante de las de ciclo combinado (19.2%), y a su continuación seguirían los bancos de baterías (12.2%), la solar fotovoltaica (12.8%) y generación distribuida fotovoltaica (10.0%). Sobre este periodo vale la aclaración que en menor medida se incorporarían también hidroeléctricas (4.8%), nucleoeléctrica (3.4%), ciclos combinados con sistemas de cogeneración eficiente (1.9%), turbogas (1.3%), combustión interna (0,7%), ciclos combinados con hidrógeno verde (0.6%) y geotérmica (0,1%).

De esta manera, el PRODESEN prevé en el orden de 50.162,25 MW solo de eólica y solar (incluyendo GD) al 2038. De los cuales 11,842.72 MW se adicionarían entre 2024 y 2027, y unos 38,319.53 MW entre 2028 a 2038.

Aquel crecimiento se desprende de estudios que contemplan principalmente a la evolución esperada del pronóstico de demanda y consumo, escenarios de precios de combustibles, cumplimiento de metas de Energías Limpias, mitigación de emisiones de GEI, uso de hidrógeno verde en CCC, integración de generación nuclear, sistemas de almacenamiento, sustituciones, retiros y otras tecnologías de generación empleadas para satisfacer el Suministro Eléctrico.

Respecto a la adición de sistemas de almacenamiento con baterías se aclara que en el PIIRCE se ha estudiado y contemplado para mejorar la confiabilidad en el SEN, para “desplazar la energía eléctrica producida por las Centrales Eléctricas FV y EO actualmente sin baterías y además reducir congestiones y sobrecargas en la Red Nacional de Transmisión”.

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Plan de generación de la UPME proyecta el 53% de participación de fuentes renovables a 2037

En una nueva versión del plan de expansión de generación a 2037, la Unidad de Planeación Minero Energética proyecta que la capacidad total instalada del sistema de generación a 2037 variaría entre 34.7 GW y 37.7 GW, lo cual corresponde a un crecimiento entre 70% y 85% frente a la capacidad actual de 20.3 GW.

“Desde la UPME presentamos este nuevo Plan de Expansión en Generación, en el cual analizamos las diferentes fuentes de energía disponibles para identificar el mix de generación que más le conviene al país frente a diferentes escenarios, dando señales en términos de diversificación de la matriz energética, seguridad energética y costos futuros”, indicó Adrián Correa, Director General de la UPME.

El plan destaca que la composición de la matriz energética colombiana experimentaría una transformación significativa hacia fuentes no convencionales de energía renovable, alcanzando a 2037 una participación de hasta 53% proveniente de eólica, solares, pequeñas centrales hidroeléctricas, y plantas menores.

“Esta evolución supone una reducción de la participación de la capacidad hidroeléctrica y térmica del sistema de generación, disminuyendo del 91% actual al 47% para 2037. La disminución en la participación está relacionado directamente con la incorporación de forma cronológica de nueva capacidad a partir de biomasa, biogás, eólica offshore y solar fotovoltaica” precisó Correa.

En materia de reducción de emisiones a 2030, se proyectan en los distintos escenarios evaluados, que las emisiones promedio oscilarán entre 2.6 y 3.8 MtCO2, de cara a la meta de no sobrepasar las 11.37 MtCO2 de emisiones asociadas en generación eléctrica para el año 2030.

“Desde el Gobierno Nacional, somos conscientes y estamos comprometidos en impulsar la Transición Energética Justa. Es claro que una matriz de generación eléctrica diversificada posibilita el cumplimiento de los compromisos del país frente a la reducción del 51% de las emisiones de gases efecto invernadero a 2030” manifestó el director de la UPME.

De igual forma y en línea con la Estrategia Estallido 6GW, el plan prevé una expansión a 2026 de 5,9 GW de fuentes renovables no convencionales, frente a la meta de 6 GW inicialmente definida. Para consultar el Plan de Expansión de Generación, puede ingresar a aquí.

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CNE avanza en la actualización del Plan Energético Nacional de República Dominicana

El director ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía (CNE), Edward Veras, adelantó que la segunda versión del Plan Energético Nacional 2024-2038 se publicará en los próximos meses, con un enfoque en acelerar el uso de energías renovables, promover el almacenamiento y garantizar el uso responsable de los suelos para la instalación de proyectos.

“Ya tenemos las primeras concesiones y se están construyendo las primeras centrales fotovoltaicas con almacenamiento para suplir en horas de la noche. Esta es una novedad que tenemos como país y es probable que estemos mirando más allá del 2030 con renovables por encima del 30%”, afirmó Veras.

Las metas del plan incluyen aumentar el uso de energías renovables al 25% para finales de 2025 y alcanzar un 30% para 2030. Para lograr estos objetivos, se requiere una inversión significativa del sector privado, estimada en unos 5,400 millones de dólares. Las expectativas son prometedoras, ya que en 2023 se invirtieron 1,071 millones de dólares en energía renovable, y para 2024 se proyecta que esta cifra supere los 1,300 millones de dólares.

El funcionario subrayó el esfuerzo del Gobierno en promover las energías renovables. “Desde 2020, la capacidad de generación de energía renovable ha crecido del 9% al 16%. Este crecimiento se debe en gran parte al decreto 608-21 emitido por el presidente Abinader, que permitió la contratación directa de 42 contratos de compra-venta de energía.”

Veras señaló que actualmente 26 grandes proyectos están en construcción y se espera que 8 de ellos estén operativos en los próximos días. Asimismo, comentó que el proyecto de Manzanillo avanza rápidamente, con más de 2,000 millones de dólares de inversión privada.

También se promete una reducción significativa en el costo de la energía. “Para 2027-2028, esperamos que los precios de compra de energía en el mercado mayorista bajen de unos 17 centavos en 2022-2023 a unos 11 centavos en promedio”, añadió Veras. Además, se espera una menor dependencia de combustibles fósiles. En 2023, se evitó el consumo de energía térmica valorada en 250 millones de dólares gracias a las fuentes renovables actuales.

Uso responsable de los terrenos y transmisión

El PEN 2024-2038 también aborda el uso responsable de los terrenos para proyectos de energía renovable. Veras explicó que se excluirán zonas de alta producción agrícola y de baja irradiación solar, como el Bajo Yuna, Bonao, La Vega y Villa Altagracia. En cambio, se favorecerán áreas con alto potencial solar como la Línea Noroeste y la zona sur (Yaguate, Galeón, Baní, Azua). Esta estrategia asegura que el desarrollo de proyectos fotovoltaicos no interfiera con la producción agrícola ni se realice en áreas de baja eficiencia.

Desde el punto de vista técnico, Veras destacó la importancia de expandir la capacidad de transmisión. En ese sentido, adelantó que la construcción de una “autopista eléctrica” de 345,000 voltios conectará las nuevas instalaciones en Manzanillo con el sistema eléctrico nacional. Esta infraestructura mejorará la capacidad de transmisión y distribución de energía, facilitando la integración de nuevas fuentes de energía renovable y asegurando un suministro más estable y eficiente.

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GoodWe y Sistemas Energéticos detallan su nueva estrategia en Argentina

GoodWe y Sistemas Energéticos continúan su alianza estratégica por la que buscan un nuevo enfoque para la promoción y expansión del uso de energías renovables distribuidas en Argentina, como también para ganar la confianza de los clientes en un sector donde la fiabilidad y el rendimiento a largo plazo de los productos son fundamentales.

Es por ello que Guilherme Nienow, gerente comercial LATAM de GoodWe, participó del ciclo de entrevistas «Protagonistas» de Energía Estratégica y reveló las ventajas y beneficios de contar una alianza local con Sistemas Energéticos para acelerar la implementación de la energía solar sostenible en el sur del continente.

“Nos gustaría lograr una mayor cuota del mercado en Argentina. Cuando se asocia la marca a un aliado estratégico, se crea una mejor relación con los clientes porque éstos saben que no quedan olvidados por el fabricante. Esto nos ayuda a reducir los tiempos de respuesta, tener equipos disponibles siempre que sea necesario, beneficios que llevan al objetivo de incrementar la cantidad de ventas”, aseguró. 

“Nos vale crecer de forma sustentable junto con nuestros aliados. Esto ya se demostró exitoso en mercados como Colombia, Ecuador, Chile, junto a aliados que acreditaron nuestro modelo de negocios y que brindan resultados fantásticos. Y tenemos absoluta certeza que no va a ser diferente en Argentina, donde tenemos gran soporte con Sistemas Energéticos”, agregó. 

La estrategia de expansión de Sistemas Energéticos y GoodWe se fundamenta en identificar las necesidades del mercado y establecer alianzas estratégicas, con instaladores, distribuidores, cooperativas y comercios locales, para brindar soporte técnico y capacitación en el desarrollo de generación distribuida.

Con el objetivo inicial proyectado de alcanzar una meta de 2.000.000 de dólares en el primer año, se planea cuadruplicar este valor en los próximos tres años, centrándose en soluciones híbridas. 

A tal punto que, entre otras soluciones que ofrecen, a fines del año pasado, GoodWe ha ampliado su cartera de soluciones de almacenamiento de energía C&I con dos nuevas incorporaciones: el inversor híbrido ETC de 100 kW y el inversor de batería modernizado BTC de 100 kW, los cuales pueden combinarse con GoodWe de alta potencia. 

¿Con qué criterio eligieron a Sistemas Energéticos como socio local en Argentina? Guilherme Nienow explicó que apuntaron a la valorización de la marca con aliados que sean relevantes en el mercado argentino, con el fin de lograr una construcción de una relación de largo plazo a partir de los productos y canales que ofrecen desde GoodWe. 

“Argentina es un mercado súper importante para nosotros en Sudamérica y tenemos certeza tendrá muy buenos frutos en el futuro. Buscamos socios con experiencias en la energía solar y con capacidad técnica, porque los volúmenes de equipos vendidos son muy altos y necesitamos un socio con condiciones de brindar un primer soporte técnico. Además de reputación y credibilidad en mercado local como en la comercialización, que en este caso entre GoodWe y Sistemas Energéticos envuelve pagos, desarrollo del canal, promoción de la marca y más”, sostuvo el gerente comercial LATAM de GoodWe. 

“Otro punto importante es tener una solidez financiera. La condición financiera hoy para manejar montos en Argentina no es sencilla, por tanto escoger un aliado con condiciones de cumplir lo que creemos que podemos hacer, es súper importante. Y Sistemas Energéticos es un aliado que tiene la misma idea que nosotros de desarrollo del mercado”, añadió.

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Brasil lanzará una convocatoria para instalar generación distribuida en edificios públicos net-zero

El Ministerio de Minas y Energía de Brasil anunció una convocatoria pública de R$ 100.000.000 (alrededor de USD 18.676.000) para llevar a cabo proyectos net – zero dentro del sector público nacional, en el marco del Programa Nacional de Conservación de Energía Eléctrica (PROCEL).

El llamado está previsto para el segundo semestre del corriente año y tiene el objetivo de incentivar la eficiencia energética y la instalación de sistemas de generación distribuida renovable, con prioridad en los ámbitos de educación, salud y edificios administrativos a nivel federal, estatal y municipal.

“La eficiencia energética es una agenda fundamental dentro de la transición energética justa e inclusiva. Y ésta es una agenda prioritaria de nuestro gobierno, en la que contamos con el compromiso de todos con este gran proyecto de transformación de Brasil”, manifestó Alexandre Silveira, ministro de Minas y Energía de Brasil. 

“Se seleccionarán proyectos con las mejores estrategias para mejorar el desempeño energético de los sistemas en uso, combinadas con la inserción de tecnologías locales de generación de energía renovable integradas en el edificio”, complementó Thiago Barral, secretario nacional de Transición y Planificación Energética. 

El anuncio por parte del Poder Ejecutivo de Brasil se dio durante la inauguración del Edificio Energía Cercana a Nulo (NZEB) del Centro de Investigación en Energía Eléctrica – CEPEL, pionero en el país en la aplicación del concepto Near Zero Energy Building.

El proyecto fue ganador de una convocatoria pública de PROCEL que concluyó en 2020 y tras su puesta en marcha funcionará como centro de demostración de técnicas constructivas y tecnologías, como parte de la estrategia para promover la generación distribuida y la eficiencia energética en el sector de la edificación. 

ANEEL de Brasil impedirá que las distribuidoras cancelen proyectos renovables aprobados

El espacio tendrá 15 kW de potencia solar instalada bajo el esquema de GD, lo que equivale a una capacidad de generación fotovoltaica de 18 MWh/año y 300 toneladas evitadas de emisiones de carbono; por lo que se espera que sirva como ejemplo para las próximas construcciones y modernizaciones que se realicen a partir del Programa Nacional de Conservación de Energía Eléctrica. 

“Es posible que no tengamos tantas casas exactamente como estas en construcción, pero este proyecto brinda educación puede conducir a que algunos elementos de la construcción se adopten en obras futuras, lo que representa una enorme ganancia en eficiencia energética”, manifestó Juliano de Carvalho Dantas, vicepresidente ejecutivo de Innovación, P&D, Digital y TI de Eletrobras

“Cada elemento presente está alineado con los objetivos de desarrollo sustentable para 2030 y, por consiguiente, de la propia Eletrobras, que será una empresa net-zero en 2030 y nos estamos moviendo de forma acelerada en ese camino de la transición energética”, agregó. 

Y cabe recordar que la generación distribuida (GD) tiene una vasta importancia en la matriz renovable de Brasil, a tal punto que suma 28990 MW de capacidad instalada versus los 12848 MW fotovoltaicos operativos de generación centralizada (GC). 

Esto quiere decir que representa representa más del 69% de la capacidad solar instalada dentro de la segunda fuente renovable con mayor participación en la matriz eléctrica del país (18,2% gracia a 41837 MW entre GD y GC), sólo por detrás de las centrales hidroeléctricas, que suman 109950 MW (47,8%). 

Incluso, la generación distribuida en Brasil abarca más de 2.600.000 sistemas fotovoltaicos conectados a la red eléctrica entre sistemas de microgeneración (hasta 75 kW) y minigeneración (75 kW hasta 5 MW por proyecto) en residencias, comercios, industrias, propiedades rurales y predios públicos.

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Fundación Pampa Energía aporta al plan de becas “Gregorio Alvarez” (Neuquén)

La Fundación Pampa Energía se sumó como aportante al plan de becas “Gregorio Álvarez”, que el gobierno de la provincia del Neuquén puso en marcha para garantizar la formación educativa de todos los estudiantes -desde el ciclo Inicial hasta la educación superior- a lo largo y ancho del territorio.

Pampa Energía es una de las grandes operadoras de Vaca Muerta y, como tal, decidió darle su respaldo a este programa que es inédito en el país y que apunta tanto a generar oportunidades, como a lograr la permanencia, egreso y reinserción educativa. El convenio lo firmaron el gobernador Rolando Figueroa y Marcelo Mindlin, presidente de Pampa Energía.

El gobernador agradeció el compromiso con la comunidad neuquina y destacó que el programa implica también un acompañamiento a las familias, “son muchos primeros profesionales que están accediendo a sus estudios. Es un programa que sigue creciendo, y el apoyo de las empresas para nosotros es muy importante”.

Mientras que Mindlin señaló: “es una gran alegría poder acompañar esta iniciativa del gobernador y trabajar juntos para que los estudiantes de la provincia cuenten con más oportunidades”. “Este nuevo acuerdo refuerza el compromiso de Pampa con la provincia y sus jóvenes. Es muy importante resaltar que hace ocho años que desde nuestra Fundación acompañamos a estudiantes de la querida provincia de Neuquén con becas y continuaremos haciéndolo”, agregó.

El aporte realizado al plan de becas Gregorio Álvarez, junto al trabajo que viene desarrollando la Fundación de forma sostenida en materia de educación, empleabilidad e inclusión social y comunitaria la convierten en “aliada de plata” de la provincia del Neuquén.

El programa de becas es una de las iniciativas medulares que puso en marcha el gobernador para reforzar las áreas esenciales (como Educación, Salud y Seguridad), cuyas partidas presupuestarias también pudo fortalecer debido al programa de austeridad que incluyó, entre otras cosas, la eliminación de gastos innecesarios del Estado.

Las becas -destinadas a redistribuir oportunidades- ya comenzaron a pagarse y se financian con los aportes de compañías vinculadas a la actividad hidrocarburífera, como Pluspetrol, Phoenix Global Resources, YPF, la estatal neuquina Gas y Petróleo del Neuquén (GyP), Pan American Energy (PAE), Tecpetrol y Vista.

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El Proyecto Gasífero Fénix: Tierra del Fuego aportará el 20% del suministro de gas del país

El proyecto Fénix empezará a operar antes de fin de año, aumentando en un 8% la producción de gas de TotalEnergies y contribuyendo al 20% del gas argentino. Con una inversión de u$s 700 millones, el proyecto Fénix incrementará la producción de gas en un 8% y contribuirá con el 20% del suministro de gas en Argentina desde Tierra del Fuego. El esperado proyecto gasífero Fénix, situado a 60 kilómetros de la costa de Tierra del Fuego, finalmente comenzará a operar antes de que termine el año. Este desarrollo estratégico incrementará la producción diaria de gas de Total Energies en […]

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Prevén que Neuquén necesita U$S 1000 millones en obras de infraestructura

El objetivo es que el crecimiento de la actividad hidrocarburífera en Neuquén genere mayores recursos sobre diferentes obras provinciales para avanzar en el desarrollo de redes de eléctricas, agua industrial y redes viales. El encuentro buscó establecer lineamientos de trabajo que permitan focalizar en el desarrollo de un plan estratégico de obras para los próximos 12 años. A comienzos de esta año el gobierno neuquino adelantó la creación de una Mesa de Infraestructura de Vaca Muerta con el propósito de acompañar con obras de vivienda y servicios públicos el crecimiento que se proyecta con la industria hidrocarburífera. Para planificar esta […]

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Aunque el 65% es mano de obra formosa, REFSA Hidrocarburos mantiene la planta de personal en el contexto nacional

En el Yacimiento Palmar Largo, la compañía REFSA Hidrocarburos mantiene la dotación de personal con más del 65% de mano de obra formoseña, a pesar de la difícil situación que se vive en el país. El ingeniero Silvio Basabes, director del proyecto, explicó que los estudios seguirían en la planta piloto para producción de carbonato de litio. Destacando que «el 65% de toda la dotación existente es formoseña», se subrayó en declaraciones recogidas por la Agencia de Noticias Formosa (AGENFOR) que a pesar del complicado panorama nacional «se sigue trabajando, dando mano de obra local». Además, afirmó que se avanza […]

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Plan Nacional de Inversiones Públicas 2025-2027: Criterios de priorización de los proyectos de inversión

El 31 de mayo de 2024 fue publicada en el Boletín Oficial la Resolución Conjunta N° 31/2024 de la Secretaría Ejecutiva de Gobierno de la Jefatura de Gabinete de Ministros y de la Secretaría de Hacienda del Ministerio de Economía. Mediante dicha norma, se determinan los criterios para la priorización de proyectos de inversión en el Plan Nacional de Inversiones Públicas 2025-2027, los cuales serán: – Proyectos iniciados, es decir, que se encuentren en la etapa de ejecución. – Proyectos a iniciar que: (a) tengan un impacto positivo en la generación de empleo; (b) promuevan la actividad exportadora; (c) contribuyan […]

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Osvaldo Llancafilo dio detalles de una misión política y empresaria a EEUU

El IAPG con las empresas estadounidenses con asiento en Argentina organizaron una frondosa agenda para una comitiva argentina. El diputado nacional del MPN, Osvaldo Llancafilo, integrar la delegación argentina invitada por la Cámara de Comercio de Estados Unidos en Argentina (AmCham) y el Instituto Argentino del Petróleo y el Gas (IAPG) para participar de una agenda de trabajo e intercambio sobre energías en Washington DC y Houston. El programa contempla capacitaciones, reuniones de trabajo, y visitas a empresas y organismos, con el fin de analizar la situación actual, marcos regulatorios y desafíos a futuro para la exploración y desarrollo de […]

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La Industria Química y Petroquímica presentó caídas en producción y ventas durante abril

El informe mensual, elaborado por la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®), sobre el panorama sectorial señaló que durante abril de 2024 la producción del sector cayó un 8% respecto a marzo, afectada por todos los subsectores. Las empresas manifiestan paradas de plantas y menor producción por menor demanda. También se observaron caídas del 11% con respecto al mismo mes del año anterior; y del 7% en el acumulado de los primeros cuatro meses del año, afectado por todos los subsectores a excepción de los productos básicos inorgánicos.

La reseña realizada por la CIQyP® muestra que las ventas locales cayeron 16% intermensual, afectada por todos los subsectores a excepción de los productos básicos orgánicos y los productos básicos inorgánicos, dado por menores volúmenes y precios de ventas. Para la variación interanual y el acumulado del año, también se observan valores negativos, 39% y 29% respectivamente, por los mismos motivos mencionados en producción y acumulación de stocks.

Exportaciones

Por su parte, las exportaciones revelaron un crecimiento intermensual del 8% y un incremento interanual del 50%, favorecidas por todos los subsectores a excepción de los productos finales agroquímicos. Las empresas manifestaron mayores volúmenes exportados y precios de venta. Por los mismos motivos, el acumulado del año creció un 2%.

Los datos de la muestra de la CIQyP® expresaron que las PyMIQ (Pequeña y Mediana Industria Química) tuvieron una recuperación en las tres variables analizadas al compararlas con el mes anterior (4% producción, 5% ventas locales y 36% en exportaciones). En este sentido, la producción aumentó un 13% respecto al mismo mes del año anterior; mientras que el acumulado de año creció un 6%. A su vez, en las ventas locales se observó una baja del 4% en la variación anual y una suba del 1% en la variación acumulada. Por su parte, las ventas externas se mantuvieron constante respecto a abril de 2023, y se desplomaron un 38% en el acumulado.

Durante abril de 2024, la balanza comercial medida en dólares, de los productos del sector fue un 1% menor al mismo mes del año anterior, con variaciones positivas del 4,2% en las importaciones y del 12,2% en las exportaciones.

Con respecto a la capacidad instalada de las industrias que contribuyen con información para el informe de la CIQyP®, esta mostró que durante abril de 2024 tuvo un uso promedio del 58% para los productos básicos e intermedios y del 89% para los productos petroquímicos.

En conclusión, las ventas totales del sector en general, que incluye a las PyMIQ, (mercado local + exportaciones) de los productos informados por las empresas participantes del informe, durante abril 2024, alcanzaron los 264 millones de dólares, acumulando un total de USD 1.083 millones en el primer cuatrimestre del año.

Con respecto a los datos que reflejó el informe mensual,Jorge de Zavaleta, director ejecutivo de la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®), enfatizó que“el sector sigue con la misma dinámica de la industria en general, con una reducción en el uso de la capacidad instalada, con producciones y ventas por debajo de los promedios interanuales, a la espera de la recuperación de la demanda local en algún momento de este año”.

, Redaccion EconoJournal

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El empresariado crece en apoyo a Vaca Muerta

El respaldo a la enseñanza técnica, el financiamiento de las becas educativas y otros movimientos señalan un cambio en las compañías petroleras al apoyar con mayor flujo de recursos las iniciativas para el crecimiento integral de la provincia de Vaca Muerta, desde el cambio de gobierno. La novedad es que Pan American Energy (PAE) se sumó al proyecto Circunvalación Petrolera, que tiene como objetivo desarrollar una nueva ruta de 63 kilómetros. El proyecto apunta a brindar mayor fluidez en la barrera de hidrocarburos en el área de Añelo. Prevenir la circunvalación, que comienza con la pavimentación de la Ruta 8, […]

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Millonaria inversión y cambio en la obra, los cruces entre las empresas a cargo de El Tambolar y EPSE

A través de misivas, las partes reclaman no querer avanzar con la obra, incluso se amenazan con dar de baja el contrato. La empresa Energía Provincial Sociedad del Estado (EPSE) y la Unión de Empresas (UTE), a cargo de la obra del dique El Tambolar, han mantenido una serie de cruces formales por la falta de avance en el proyecto. Según pudo conocer 0264Noticias, los reclamos se plasmaron en cartas notariales, en las que las partes se intiman unas a otras a que se retomen las tareas, al punto que se amenazaron con dar de baja el contrato, con las […]

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Los inversores compiten por los tres bloques petroleros que YPF proporciona en Mendoza

El Proyecto Andes, con más de 60 propuestas para las áreas petroleras maduras en Mendoza y otras tres provincias, fue concluido con éxito por la compañía estatal. YPF ha anunciado que ya no aceptará ofertas por el Proyecto Andes, con la intención de transferir sus posiciones maduras. En Mendoza, Neuquén, Río Negro y Chubut, la compañía petrolera atrajó más de 60 ofertas recibidas de compañías nacionales e internacionales, eso que demostró la atractividad de sus actividades. La empresa afirmó que las ofertas serán revisadas durante las próximas dos semanas con el fin de iniciar las negociaciones finales para el traspaso […]

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Arranca ciclo de talleres prácticos sobre Ciencias Aplicadas para estudiantes secundarios

La Universidad Nacional de la Patagonia Austral ofrece el primer taller teórico-práctico sobre determinación de hidrocarburos mediante técnicas de FTIR, a cargo del especialista Pablo Delgado Dodds. La actividad busca incentivar la curiosidad científica en estudiantes de escuelas secundarias y técnicas. La Universidad Nacional de la Patagonia Austral (UNPA) inicia este jueves 13 de junio un nuevo ciclo de talleres teórico-prácticos destinados a estudiantes de escuelas secundarias y técnicas de la provincia de Santa Cruz. La propuesta, denominada «Talleres Teóricos y Prácticos de Ciencias Aplicadas 2024», comprende un total de siete encuentros que se desarrollarán en la Unidad Académica Caleta […]

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OPEP: continúan con la producción en medio de una escalada del conflicto en Medio Oriente

Hasta 2025, no habrá recortes de producción, anunció la Organización de Países Exportadores de Petróleo. El tercer trimestre de este año, los principales países productores decidieron mantenerlos tras haberlos prorrogado hasta junio de 2024. Por el momento, no hay planes para cambiar la actual política de precios adoptada por la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) y sus aliados, liderados por Rusia y conocidos como OPEP+. En torno a 2,2 millones de barriles de petróleo crudo, el recorte voluntario se lleva a cabo hasta 2025. A pesar de las pérdidas equivalentes a aproximadamente el 5,7% del suministro mundial de […]

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Vista Energy importará un segundo set de fractura para acelerar su actividad en Vaca Muerta

Vista, el segundo operador de petróleo no convencional de la Argentina, extendió su vínculo estratégico con SLB luego de firmar un contrato mediante el cual importará un nuevo set de fractura al país, que operará en los bloques de la compañía en Vaca Muerta.

La empresa proyecta alcanzar en el cuarto trimestre de 2024 una producción de 85.000 boe/d y se espera que este segundo set de fractura se sume a las operaciones de Vista en la segunda mitad del año. También, que le otorgue flexibilidad para acelerar su plan aún más, a fin de que Vista pueda cumplir sus metas de producción de 2025 y 2026, informadas al mercado en su último Investor Day.

El acuerdo

La firma se realizó hoy en la sede de SLB, en Houston, entre Juan Garoby, Cofundador y COO de Vista; y Aparna Raman, presidente de la División de Desempeño de Reservorios de SLB.

Garoby afirmó: “Una parte fundamental de nuestro plan de perforación y completación en Vaca Muerta es la incorporación de equipamiento con la más alta tecnología, que nos permita ser más eficientes a la hora de alcanzar nuestros objetivos de producción. La incorporación de un segundo set de fractura nos brindará una mayor flexibilidad para acelerar aún más nuestro plan”.

En esa misma línea, el ejecutivo agregó: “Me complace extender nuestra alianza con SLB, una compañía que nos acompaña desde nuestros inicios y forma parte del One Team, un programa inédito en la industria, ideado por Vista, que busca alinear nuestros objetivos con los de nuestros proveedores de servicios, operando como un solo equipo con foco en el desempeño”.

Por su parte, Arpana aseveró: «SLB se enorgullece de continuar su alianza con Vista y de formar parte de la iniciativa One Team. Juntos estamos implementando tecnologías de vanguardia y soluciones para mejorar la eficiencia operativa, reducir costos y aumentar la producción. SLB está invirtiendo en la Argentina a largo plazo».

En el último Investor Day realizado en el mes de septiembre de 2023, Vista confirmó que, entre 2024 y 2026, planea poner en producción 138 pozos nuevos de shale oil – un 33% de aumento respecto de lo anunciado en el plan anterior- para alcanzar una producción de 100.000 barriles equivalentes por día (boe/d) en 2026. La visión a futuro de la compañía contempla alcanzar en 2030 una producción diaria de 150.000 boe/d.

, Redaccion EconoJournal

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Neuquén anunció el proyecto de Circunvalación Petrolera con el apoyo de Vista en su lanzamiento

El gobernador de la provincia del Neuquén, Rolando Figueroa, anunció el inicio del proyecto “Circunvalación Petrolera”, y comunicó que Vista es la primera operadora en sumarse a la iniciativa, la cual pavimentará seis kilómetros de la traza que utiliza diariamente.

El entendimiento se oficializó el miércoles 5 de junio en la Casa del Neuquén en Buenos Aires entre Figueroa y el fundador, presidente y CEO de Vista, Miguel Galuccio.

“Agradezco que cuando hay una mesa de trabajo, siempre ustedes toman el guante y comienzan a buscarle la vuelta para poder avanzar”, le expresó el gobernador a Galuccio y aseguró que “para nosotros, mejorar la infraestructura de Neuquén es prioritario”.

Destacó que la modalidad de construir una “circunvalación que sea específicamente petrolera y que la propia industria pueda trabajar para financiarlo”, representa un “ganar-ganar para todas las partes”. “Incluso le sirve al particular alivianar el tránsito de la ruta 7”, dijo.

“Vamos dotando de infraestructura a la provincia, que eso es muy importante”, señaló Figueroa y remarcó que se está trabajando en “distintas alternativas, que vamos a ir anunciando de a poco, sobre cómo con la industria se puede trabajar en el cuidado del ambiente, buscando optimizar rendimientos y mejorar la infraestructura. También es otra forma de entrar en un círculo virtuoso”.

Por su parte, Galuccio expresó que “esto es una iniciativa del gobernador de Neuquén, que una vez más está delante nuestro en lo que se necesita para la industria y, sobre todo, para mejorar la eficiencia y la seguridad, en este caso en particular en el tema de infraestructura de caminos”.

“En Vista damos el puntapié inicial en un tramo que es fundamental para nuestra operación”, indicó y agregó que “va a traer no solamente beneficio para nosotros, sino para toda la gente y todos nuestros contratistas que se mueven en esa área”, agregó.

“Hacer una iniciativa público-privada es un modelo que ha probado ser exitoso en muchos lugares y hoy lo estamos probando en Neuquén”, dijo Galuccio y agregó que “juntos hacemos algo que es mejor para la industria y para Neuquén”.

Uno de los ejes fundamentales para que el crecimiento que se proyecta de Vaca Muerta se concrete, es el fortalecimiento de la infraestructura vial. Poner en condición los caminos y rutas provinciales que utilizan diariamente las principales operadoras de la industria y que conectan los desarrollos más importantes de la Cuenca Neuquina, incrementará la eficiencia en tiempos de traslado y mejorará la seguridad, disminuyendo el riesgo de accidentes.

El proyecto será presentado bajo el régimen de iniciativa privada de la Ley 2.685. Los costos para la implementación y ejecución de las obras (incluidos materiales, equipamiento, etc.) serán distribuidos y afrontados de la siguiente manera: un 80% a dividirse entre las distintas operadoras que participen en función del grado de afectación sobre la traza y/o su participación en el uso, y el 20% restante por la provincia.

El proyecto deberá ser llevado adelante de manera conjunta entre la provincia, Vista y el resto de las compañías operadoras petroleras, cuyas áreas se encuentran afectadas directa o indirectamente a la traza de la RP8 y que, por ser un proyecto de uso principal y esencialmente petrolero, no tendrá peajes, para así agilizar el tránsito y reducir costos.

En el marco de este acuerdo, la provincia se encuentra analizando una normativa para la utilización de recortes de perforación en proyectos de infraestructura. Es posible que, dentro de estos proyectos, exista la posibilidad de utilizar estos recortes como material de aporte en la construcción de rutas y caminos.

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Río Negro alerta por el impacto del aumento de las tarifas

Desde el Ente Provincial Regulador de la Electricidad (EPRE) de Río Negro aclararon que es una decisión ajena a la competencia provincial y adelantaron que se reflejará en las próximas facturaciones. Según se indicó, están actualizando los cuadros tarifarios, donde se registrarán aumentos que en su totalidad se explican por el nuevo valor de la energía que fijó Nación ya que la Provincia no estipuló variaciones en el tramo provincial que otorga a las distribuidoras.

A esta situación debe sumarse la decisión del Gobierno nacional de avanzar con la eliminación progresiva de las ayudas en la tarifa eléctrica, a través de cambios en los umbrales de consumo subsidiado para los usuarios de ingresos medios, junto a topes para los usuarios de bajos ingresos que anteriormente no los tenían.

Al respecto, el presidente del EPRE, Juan Justo, resaltó que “la provincia de Río Negro no tiene injerencia en la fijación de estos precios. Las decisiones sobre los costos de la energía y el transporte son tomadas a nivel nacional y nosotros simplemente lo trasladamos a los cuadros tarifarios que fijamos para EdERSA, y las cooperativas CEB y CEARC”.

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Llega al país el primer buque granelero que navega con energía de propulsión eólica

La Prefectura Naval Argentina, como autoridad marítima, efectúa una vigilancia en tiempo real de los buques que navegan por el mundo a través de su Dirección de Tráfico Marítimo, Fluvial y Lacustre.

En ese sentido, el servicio de Tráfico Marítimo de la institución, junto al Centro Operativo de Protección de Buques e Instalaciones Portuarias (PBIP), realizan un seguimiento a través del sistema guardacostas del buque motor “Pyxis Ocean”, bandera de Singapur, procedente del puerto de Mejillones (Chile), que tiene previsto cargar 46.000 toneladas de maíz a granel en el puerto de Arroyo Seco.

Este buque se destaca por su propulsión del tipo híbrida, que cuenta con un motor tradicional, y tiene la capacidad de emplear un nuevo sistema compuesto por dos velas metálicas (Wind Wins Sails) de 37 metros de alto por 10 de ancho, que le permite aprovechar la fuerza del viento para ahorrar un 30% de combustibles fósiles, reduciendo así la emisión de gases durante su navegación y haciendo más sostenible el tráfico marítimo de mercancías.

Lo destacable de este sistema innovador desarrollado por BAR Tech China y Mitsubishi, es que fue montado sobre un buque existente con la finalidad de hacerlo más eficiente, y tiene la posibilidad de ser rebatibles.

Cabe mencionar que el buque motor tiene 229 metros de eslora y 32,26 de manga, fue construido en 2017 y es propiedad de Cargill International S.A.

La Prefectura Naval Argentina efectúa un monitoreo permanente sobre las aguas argentinas, combinando patrullajes fluviales, marítimos y aéreos, y vigilancia electrónicas para proteger los intereses del país.

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Prevén hasta un 600% de suba en la tarifa del gas en Buenos Aires por la quita de subsidios de Nación

El Gobierno bonaerense anunció este lunes que la reducción de subsidios sobre el consumo en las tarifas de los servicios de energía eléctrica y gas, que fue anunciado la semana pasada por la administración de Javier Milei, tendrá un impacto de hasta el 600% en las facturas.

El subsecretario de Energía, Gastón Ghioni, informó que en las próximas boletas de electricidad habrá incrementos de entre el 14%, para los clientes con mayores ingresos, y del 80% para los de menores recursos, mientras que las facturas de quienes están encuadrados en el segmento N3, que son quienes tienen ingresos medios, tendrán una suba del orden del 69%.

Pero el impacto mayor, entrando en el invierno, será dará en las facturas del gas. En conferenciad de prensa, Ghioni sostuvo que los usuarios dentro del grupo N1 (los de mayores ingresos) tendrán un incremento del 299%, a los del N3 (de ingresos medios) la suba será del 367%, mientras que quienes estén en el grupo de menores ingresos (N3), el incremento llegará al 604%.

“El nuevo aumento de tarifas eléctricas que aplica el Gobierno nacional tiene la particularidad de ir en sentido regresivo: apunta a la quita de subsidios de los sectores de ingresos medios y bajos”, explicó el funcionario bonaerense.

Además, señaló que “el Gobierno nacional estableció que las familias beneficiarias de la tarifa social tienen 60 días para inscribirse y solicitar continuar en este segmento”. Y en ese sentido, agregó: “Desde la provincia de Buenos Aires ya estamos trabajando con intendentes, compañías y distribuidoras en una campaña para informar a los usuarios bonaerenses de esta nueva disposición, con el objetivo de que puedan preservar su tarifa social”.

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Buenos Aires lanza un programa para fortalecer la minería en municipios

El Gobierno bonaerense oficializó este lunes el programa “La Minería en tu Municipio”, una iniciativa del Ministerio de Producción que busca “acompañar y fortalecer” los trabajos de las comunas en el sector de la minería.

El programa impulsado por la Provincia tiene como destinatarios a los municipios y a los productores mineros. Entre sus objetivos están los de generar capacitaciones y asistencia técnica, aportar a la disminución de las brechas de género y fortalecer interacciones entre el sector, la comunidad e instituciones y autoridades.

“El sector minero-industrial representa una significativa parte del entramado socio-económico en numerosos municipios de nuestra provincia, e influye en la producción, recaudación, empleo y logística”, señala el plan.

Sin embargo, advierte que “la ausencia o las deficientes herramientas de gestión del sector en los territorios municipales es una realidad con la que conviven los diferentes actores sociales que participan en el mismo”.

En este contexto, explica que a través de la iniciativa “se busca contribuir en la consecución de un desarrollo extractivo responsable, sin perder de vista el desarrollo de la actividad de manera sustentable y aportando al achicamiento de brechas en cuanto a cuestiones de género”.

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Por tercera vez, FES vuelve a Chile con su megaevento que impulsa la transición energética

A fin de año, ejecutivos de entidades y empresas y funcionarios de toda la región latinoamericana, especialmente de Chile, Perú y Argentina, se reunirán para discutir los desafíos y oportunidades que rodean a las energías no convencionales.

Future Energy Summit (FES), plataforma líder de eventos para profesionales de las energías renovables, presenta su tercera edición en el mercado chileno. La convocatoria llega a pedido de stakeholders del sector, tras el éxito obtenido en eventos anteriores (ver transmisión), tanto en el país como en otras plazas estratégicas de Iberoamérica.

El megaevento “FES Chile” que se llevará adelante los días 27 y 28 de noviembre en el prestigioso Hotel Intercontinental de Santiago de Chile ofrecerá un escenario ideal para el debate en su salón de conferencias y brindará espacios exclusivos de networking para que empresarios exploren sinergias y nuevos negocios sostenibles.

CONSULTAR ENTRADAS 

La feria analizará el futuro de las energías limpias en la región, teniendo en cuenta el creciente interés que existe en el Conosur por impulsar nuevas inversiones en tecnología eólica, fotovoltaica y el almacenamiento energético en baterías e hidrógeno verde.

Ya confirmaron su participación empresas líderes del sector energético tales como: Sungrow, Huawei, Seraphim, JA Solar, Nextracker, Trina Solar, Solis, LONGi Latam, Risen, Chemik, Black and Veatch, DIPREM, Goodwe, Jinko, AE Solar, ZNShine y Canadian Solar. 

También se contará con el apoyo de aliados estratégicos como Asociación Chilena de Comercializadores de Energía (ACEN), Acenor, Asociación Chilena de Energía Solar (Acesol), Asociación de Concentración Solar de Potencia (ACSP), Generadoras de Chile, ADELAT, ACERA, MERL, AUDER, Asociación de Pequeños y Medianos Generadores (GPM AG), AICE, OLADE, RAVEZA, ATZ.  

Por todo lo expuesto Future Energy Summit brindará el espacio ideal para debatir los principales temas de la agenda del sector y las oportunidades regulatorias y de inversión. 

¡No te quedes sin participar! Para reservar tu lugar, ingresa al siguiente link. ¡Súbete a la ola renovable y vive la experiencia de este viaje hacia la transición energética!

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El ICE trabaja en la contratación de nueva capacidad de generación renovable en Costa Rica

Costa Rica continúa trabajando en su planificación para lograr una matriz eléctrica robusta y confiable. Con una capacidad instalada de 3500 MW que viene incorporando desde 1940, hace frente a los requerimientos de una demanda máxima en el orden de 1850 MW. 

No obstante, un gran reto aún es su gran dependencia a la hidroelectricidad, que en la actualidad representa el 67.78%. En menor medida, las termoeléctricas con 10.89% y, de igual manera, la geotérmica con 10.89% completa su podio de mayor aportación al Sistema Eléctrico Nacional. 

Un punto de oportunidad para diversificar aún más su parque de generación está en las energías renovables no convencionales que hoy representan el 9,69% de la capacidad instalada total entre eólica que significa el 7,51%, biomasa el 2.03% y solar a penas el 0.15% (DOCSE, 2023). 

En respuesta a ello, el Instituto Costarricense de Electricidad (ICE) trabaja en miras a interconectar nuevos proyectos. Según indicó Marco Acuña Mora, presidente ejecutivo del ICE, como parte de su estrategia impulsando la transición energética, contemplan próximas contrataciones. 

“La planificación nos está diciendo que tenemos que diversificar más la matriz eléctrica. En esa línea va geotermia, solar y eólico”, confirmó Acuña, durante su participación en el evento online «Mercados eléctricos y la transición verde en Centroamérica», organizado por The Inter-American Dialogue, Center for Latin American & Latino Studies y la Asociación para una Sociedad más Justa (ASJ).

Y precisó: “Acabamos de adjudicar 80 MW eólicos, adjudicamos 86 MW solares, nosotros estamos construyendo plantas geotérmicas y vienen concursos adicionales de solar en las próximas semanas de alrededor de 150 MW”. 

En exclusiva para Energía Estratégica, desde el ICE confirmaron que efectivamente trabajan en la contratación de nueva capacidad de generación renovable en el marco de la Ley 7200, y anticiparon, en relación a la convocatoria entrante para nueva capacidad fotovoltaica: 

“Actualmente, se está en etapa de revisión de la disponibilidad de espacios de transmisión para que, en próximas semanas se generen las invitaciones para presentar elegibilidades en zonas específicas. Posteriormente a esta fase, se lanzará este nuevo concurso”.

Al respecto, es necesario aclarar que no se trata de la primera iniciativa impulsada durante la gestión de Marco Acuña. El ICE lleva a cabo un plan agresivo de nuevas incorporaciones. Por ejemplo, en marzo de este año  el ICE promovió la construcción de 412 MW de proyectos de generación eléctrica con recursos solares (270 MW), eólicos (122 MW) y de biomasa (20 MW) que entrarán en operación entre 2025 y 2026. 

Adicionalmente, se lanzó una licitación para el diseño y construcción de la repotenciación de la Planta Eólica Tejona, cuya fecha máxima para presentar ofertas es hoy martes 11 de junio del 2024 y la fecha de apertura de ofertas es el miércoles 12 de junio. 

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Advierten que el Mercado Andino Eléctrico no funcionará por obstáculos en la transmisión

Como ya había anticipado Energía Estratégica, Bolivia, Colombia, Ecuador y Perú, aprobaron una Resolución para la implementación del Mercado Andino Eléctrico Regional.

A través de la normativa, los países establecieron las condiciones y procedimientos para la liquidación, facturación y pago de las transacciones internacionales de electricidad para que a partir del 1 de julio de 2026 se efectúen intercambios de energía entre dichas naciones.

Si bien esto la Comunidad Andina (CAN) califica al acuerdo como un hito histórico para la región al “fortalecer la seguridad energética” de las diferentes geografías, expertos del sector argumentan que la iniciativa está “alejada de la realidad” y no conseguirá los fines que persigue.

Uno de ellos es el consultor Jaime Figueroa, quien, en conversaciones con Energía Estratégica, explica que por las lejanas distancias entre las fuentes de generación extranjera, la transmisión de energía presenta muchos obstáculos para llevarse a los centros de carga de los países importadores.

“La Comunidad Andina de Naciones (CAN) está encargada de regular las interconexiones eléctricas en los países que la conforman y no entra en aspectos técnicos de la infraestructura eléctrica por lo que no entiende de transmisión eléctrica”, destaca.

Según el experto, actualmente existen dos interconexiones reguladas por la CAN: Colombia-Ecuador y Ecuador-Perú. Ambas experimentan limitaciones en las transferencias de potencia determinadas por el nivel de tensión (220 kV) y por las oscilaciones en los sistemas eléctricos.

“El tema de oscilaciones son problemas que le competen a las regulaciones de tensión en las plantas de generación eléctrica, pero el nivel de tensión está relacionado con el crecimiento de los sistemas de transmisión en cada país”, enfatiza.

En este sentido, afirma que Ecuador ha construido una troncal de 500 kV, en cuyo extremo norte se encuentra la CH Coca Codo Sinclair y en el extremo sur la SE Chorrillos.

“En el caso peruano, el sistema interconectado, en su extremo norte llegaba hasta la SE La Niña en 500 kV, por lo que en una reunión de presidentes, acordaron elevar el nivel de interconexión a 500 kV, con lo cual se puede pensar en una mayor transferencia de potencia a la que se tiene en 220 kV”, comenta

Según el análisis del especialista, en la transmisión de potencia se tiene dos alternativas: HVAC (Alternative Current) y HVDC (Direct Current), que se muestran en el siguiente gráfico:

De acuerdo a Figueroa, originalmente la interconexión Ecuador-Perú se consideró la conexión entre la SE Chorrillos y la SE La Niña, con una potencia de transmisión de 1000 MW y una distancia de 600 km, lo cual en el gráfico anterior, en la curva de 500 kV AC, se observa que la distancia máxima es de 360 km, marcado con rojo.

Ecuador, para disminuir esta distancia, consideró añadir la SE Pasaje y Perú añadió la SE Nueva Piura, con las cuales para 1000 MW, cumple con la distancia. Sin embargo, Figueroa afirma que esta decisión involucra añadir potencia reactiva en la troncal 500 kV de Ecuador.

Teniendo en cuenta que existe un alto déficit de energía reactiva en el norte peruano que se incrementará con la interconexión, se va a crear un problema, cuya solución es llevar la interconexión a la ciudad de Trujillo, con lo cual la interconexión incrementa su distancia a 1000 km.

En el gráfico planteado por el consultor, se observa que en 500 kV DC, se puede tener hasta 3000 MW y 1000 km. Con la ventaja de no ser necesarias las SSEE Pasaje y Nueva Piura, no tener problemas de oscilaciones y de no requerir potencia reactiva adicional, con lo cual es la alternativa más económica.

De esta forma, el experto cierra su análisis con el siguiente interrogante: “Conociendo que Ecuador ha tenido un déficit de 450 MW en su último estiaje y que Perú no ha construido CCHH en el norte, la interrogante es ¿Cuánta potencia puede entregar al Perú en la interconexión?”.

 

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YPF Luz avanza con la construcción de más parques eólicos y con la vinculación con el sector minero

YPF Luz avanza con la construcción de más parques de generación renovable a lo largo del país. Tras tener casi 400 MW eólicos (repartidos entre Manantiales Behr, Los Teros y Cañadón León) y 100 MW fotovoltaicos operativos, la empresa continúa con el montaje de los cinco primeros aerogeneradores de su parque eólico General Levalle, de 155 MW de capacidad, ubicado en la provincia de Córdoba. 

Cada montaje implicó la instalación de cinco tramos de torres para alcanzar los 125 metros de altura de cada aerogenerador (6,2 MW cada uno). Luego se instaló la góndola, el tren de potencia, el hub y por último, el set de palas que tienen un largo aproximado de 79 metros. 

Para llevar a cabo toda la logística se utilizó una grúa especial de 600 toneladas, asistida por otros equipos de menor tamaño, que dieron soporte a las maniobras de armado y ensamble.  Y hasta la fecha, el proyecto lleva empleadas más de 700.000 horas de trabajo. 

La misma secuencia se implementará para los 20 aerogeneradores restantes que tendrá el parque en total; y posteriormente comenzarán las actividades de terminación mecánica, pruebas y puesta en funcionamiento.

YPF Luz también está en proceso de construcción del parque eólico Cementos Avellaneda, ubicado en la localidad de Olavarría y que tendrá una potencia instalada de hasta 63 MW mediante nueve  aerogeneradores Nordex Delta de 7 MW de capacidad cada uno, con un factor de carga estimado de 47%.

“La industria dio signos súper positivos de interés porque las energías renovables son una prioridad competitiva desde sus alternativas y cuando tenemos la posibilidad de realizar contratos bilaterales se traduce en desarrollo de proyectos. Por lo que estar con 218 MW en construcción es una clara señal que este sendero sigue”, señaló Santiago Sajaroff, responsable de Operaciones de YPF Luz, durante un evento en el que Energía Estratégica estuvo presente. 

“El siguiente paso es generar vínculo con la demanda que hoy no participa del Mercado a Término de Energías Renovables (MATER), cómo lograr que esos usuarios puedan alinearse a esos recursos. Este es un desafío que tenemos en el corto plazo”, agregó. 

A ello se debe añadir que la compañía con más de diez años en el segmento de la generación de energía eléctrica busca vincularse con nuevas demandas y sectores, como por ejemplo la minería, a la par de estar atentos al avance de nuevas obras de transmisión eléctrica. 

Tal es así que Sajaroff reconoció que YPF Luz tiene en carpeta algunos proyectos de transporte y generación de energía renovable para abastecer la demanda minera, más allá del plan de exploración de litio en el norte, como es el caso de la provincia de Catamarca que tiene a Catamarca Minera y Energética Sociedad del Estado (CAMYEN) como concesionario.

“Estamos trabajando en un proyecto vinculado al sector minero, que por tamaños de demanda sí permite el desarrollo de la ampliación del sistema de transporte. Es totalmente relevante y parte de lo que buscamos en el desarrollo de proyectos”, manifestó.

“Asimismo, hay lugares con mejores recursos en donde no hay transporte disponible, pero con una red de transmisión con otras capacidades sí sería aprovechable. Eso no significa meramente grandes líneas, sino que también desde CADER realizamos un estudio compartido con todo el mercado para identificar ampliaciones de transporte y había una lista con obras relativamente menores. Por lo que hay oportunidades para mejorar el sistema de transmisión”, añadió.

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La diputada Guerra insta a propiciar una mayor inversión en energías renovables en México

La presidenta de la Mesa Directiva de la Cámara de Diputados, Marcela Guerra Castillo, señaló la necesidad de mayor inversión en infraestructura del sector eléctrico nacional —que registra un incremento en su demanda del 3.5 por ciento anual—, en especial en líneas de transmisión y redes de distribución, con énfasis en las energías limpias y renovables.

Esto, con la finalidad de que México cuente con la electricidad que demanda la relocalización industrial (nearshoring) y aprovechar a tiempo el momento que se está viviendo a nivel internacional, a lo que debemos sumar el abasto de agua y mayor seguridad pública.

Guerra Castillo destacó que, en este momento geopolítico, es necesario que se aplique una política para que haya facilitación aduanera, mejores carreteras y puertos marítimos, porque sólo se cuenta con 65 para uso comercial de los 117 que existen en las costas mexicanas, en la Red 5G, y crear una política pública e industrial a largo plazo.

“Se requiere una inversión importante en líneas de transmisión y redes de distribución eléctricas, en propiciar mayor inversión en las energías limpias, renovables; tenemos que crecer muchísimo en energía, 3.5 al año, más lo que se espera de nearshoring”.

Según datos de la Secretaría de Energía (Sener), existen 9 mil megawatts en proceso de autorización, sólo por parte del sector público, más lo del privado, “lo que significaría crecer en un 10 por ciento más en el suministro”, dijo la presidenta de la Cámara de Diputados.

“Debemos de aprovechar la atracción industrial que hoy registra el país, pero se requiere generar orden en la inversión, economías de escala, competitividad y el cumplimiento de objetivos sociales”, concluyó.

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Genneia anuncia un plan de inversiones por USD 250 millones en la provincia de Mendoza

Genneia, la empresa líder en energías renovables en nuestro país, se reunió con el gobernador de Mendoza para compartir el nuevo plan de inversiones en la provincia. Este plan incluye dos proyectos solares que le permitirá a la compañía seguir incrementando su capacidad instalada actual y mantener su crecimiento sostenido en el Mercado a Término de Energías Renovables (MATER), respondiendo a la alta demanda corporativa por energía verde.

El anuncio se llevó adelante en la Casa de Gobierno de la provincia de Mendoza y contó con la presencia de los directivos de Genneia encabezado por Jorge Brito, en representación de los accionistas; César Rossi, presidente; Bernardo Andrews, CEO y otros miembros de la compañía. Por parte de las autoridades provinciales, estuvieron presentes el gobernador Alfredo Cornejo, junto a Jimena Latorre, ministra de Energía y Ambiente de Mendoza.

Durante el encuentro, ambas partes conversaron sobre el plan de inversiones de Genneia en la provincia, el cual asciende a 250 millones de dólares y se ejecutará entre 2024 y 2025. El plan incluye la construcción de un nuevo parque solar en el departamento de Malargüe de 93 MW de capacidad instalada y que contará con más de 160.000 módulos fotovoltaicos en una superficie de 312 hectáreas. Esta obra requerirá una inversión total de US $90 millones de dólares. Asimismo, se construirá el Parque Solar Anchoris en el departamento de Luján de Cuyo, que contará con una capacidad instalada de 180 MW, con cerca de 360.000 paneles solares, en un predio de 395 hectáreas. Este parque requerirá una inversión de 160 millones de dólares. 

Estos proyectos evitarán la emisión de casi 300 mil toneladas de gases de efecto invernadero a la atmósfera y abastecerán de energía limpia a más de 160.000 hogares. En el aspecto social, se prevee que la construcción de ambos parques solares demande alrededor de 1.200 empleos en los picos de obra, y genere la formación de recursos humanos especializados para la operación y el mantenimiento de dichas operaciones, fortaleciendo además a la cadena de valor local.

Asimismo, ambos proyectos, los primeros a gran escala en la provincia, acompañan la diversificación productiva encarada por el gobierno, que se encuentra embarcada en una fuerte estrategia de transición energética, que acompaña los desarrollos mineros.

Le damos la bienvenida en la provincia a Genneia, la empresa líder en energías renovables en el país”, dijo el Gobernador Cornejo y también expresó que “estas inversiones son fundamentales para posicionar a la provincia como líder en la transición energética y demuestra claramente el compromiso de Mendoza con el desarrollo económico y social, en armonía con el cuidado del ambiente”.

En esta línea, Bernardo Andrews, CEO de Genneia manifestó que “desde la compañía nos sentimos orgullosos de anunciar este plan de inversiones por 250 millones de dólares en la provincia de Mendoza, lo que marca claramente nuestra apuesta por seguir creciendo y mantener nuestro liderazgo en el apoyo a la transición energética, a la descarbonización de la industria y a la generación de empleo local”.

A principios de este año, Genneia alcanzó 1 GW (1.004 MW) de capacidad instalada, un logro nunca antes visto en nuestro país, el cual contribuye fuertemente a la descarbonización de la matriz energética argentina, colaborando con los compromisos de Argentina a nivel internacional.

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Granabastos en Colombia instala más de 1.800 paneles solares de Trina Solar para mayor eficiencia operativa

Alrededor de 137 comerciantes se verán beneficiados con la nueva inauguración de la planta de generación fotovoltaica de la sede Granabastos del municipio de Soledad, Colombia.

La nueva planta de la reconocida central de almacenamiento y distribución masiva, de alimentos y productos de consumo básico, generará 120 mil kWh al mes, entre el 25 % y el 30 % de la demanda actual de energía de la central. Así los mayoristas, que utilizan las bodegas de Granabastos para almacenar sus productos agroalimentarios, podrán aprovechar las ventajas del uso de energía limpia y con principal énfasis en la reducción de los costos operacionales.

Como un gran hito regional para la transición energética, el parque solar eligió a Trina Solar, empresa líder en la fabricación de paneles y soluciones solares, para la instalación de 1.808 paneles solares monocristalinos de 665W, con una estructura de pilotes con soportes de aluminio anodizado, y la presencia de 4 inversores de 250KVA. Este proyecto de la empresa Solar Plus incluyó la construcción y montaje, pruebas y puesta en servicio, con el fin de conectar la estructura a una línea de media tensión subterránea con la subestación principal.

Con este sistema de paneles solares, la central, especializada en la prestación de servicios de almacenamiento agroalimentario y distribución comercial, podrá captar la cantidad máxima de energía durante las horas solares y convertirla en electricidad para la comunidad comerciante y administrativa del municipio, contribuyendo a la reducción de la huella de carbono y a la disminución de las emisiones de alrededor de 15 mil toneladas de CO2 durante sus 25 años de vida útil, consolidando la eficiencia operacional y medioambiental del proyecto.

“Como Trina Solar nos enorgullece saber que seguimos aportando a la transición energética de Latinoamérica y el Caribe. Sin duda, la instalación de esta nueva planta conducirá a la región a un desarrollo más sostenible siendo un ejemplo para que otro países y rubros imiten este enorme compromiso por la eficiencia, tanto económica como operacionales y energética”, señaló Harold Steinvorth, head de Generación Distribuida para Latam de Trina Solar.

El proyecto se venía ejecutando desde 2022 y se inauguró en la celebración por los 35 años de servicio comercialización, almacenamiento y distribución a gran escala de alimentos y productos de consumo básico de la central de abastos.

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Energía fijó nuevos precios para los biocombustibles

A través de las resoluciones 95 y 96/2024 la Secretaría de Energía de la Nación fijó nuevos precios para los biocombustibles.

Fijó en PESOS SEISCIENTOS TREINTA Y CINCO ($ 635) por litro el precio mínimo de adquisición del bioetanol elaborado a base de caña de azúcar destinado a su mezcla obligatoria con nafta en el marco de lo dispuesto por la Ley 27.640, el cual regirá para las operaciones a llevarse a cabo durante el mes de junio de 2024 y hasta la publicación de un nuevo precio que lo reemplace.

En el mismo orden, fijó en PESOS QUINIENTOS OCHENTA Y DOS ($ 582) por litro el precio mínimo de adquisición del bioetanol elaborado a base de maíz destinado a su mezcla obligatoria con nafta.

El plazo de pago del bioetanol no podrá exceder, en ningún caso, los TREINTA (30) días corridos a contar desde la fecha de la factura correspondiente.

Por otra parte, Energía fijó en PESOS NOVECIENTOS CINCUENTA Y UN MIL DOSCIENTOS OCHENTA Y CINCO ($ 951.285) por tonelada el precio mínimo de adquisición del biodiesel destinado a su mezcla obligatoria con gasoil para las operaciones a llevarse a cabo durante el mes de junio de 2024 y hasta la publicación de un nuevo precio que lo reemplace.

El plazo de pago del biodiesel no podrá exceder, en ningún caso, los SIETE (7) días corridos a contar desde la fecha de la factura correspondiente.

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Asociaciones latinoamericanas publican primer documento sobre gestión de la demanda

Tras varios meses de trabajo conjunto y tras un acuerdo celebrado entre los representantes de las asociaciones de grandes usuarios de energía de Chile (ACENOR), Argentina (AGUERRA), Colombia (ASOENERGIA) y Panamá (AGRANDEL), las agrupaciones publicaron un documento conjunto cuyo foco está puesto en contribuir en el desarrollo de un sector energético que ponga al cliente como el centro de sus objetivos.

En el documento, las cuatro asociaciones de clientes eléctricos de América Latina, reconocen que la gestión integral de la demanda es fuente de alternativas costo-eficientes para el desarrollo de los sistemas eléctricos y describen el estado de la regulación vigente de gestión de la demanda en cada país.

La gestión integral de la demanda (GID) incluye no solo la eficiencia energética y las auditorías energéticas, sino también la proyección de autoabastecimiento con una canasta de energéticos, autogeneración y auto almacenamiento, así como cambios de comportamiento en el uso para optimizar los recursos y el costo energético, declara el escrito.

En el caso chileno, “sólo las empresas con activos de generación pueden acceder al mercado de corto plazo mayorista o mercado spot. Entre los servicios que puede proveer la demanda en materia de GID se encuentra el servicio complementario de carga interrumpible”, detalla el documento.

La normativa argentina, en tanto, tiene previsto un sistema de oferta de reducción de demanda como Gran Usuario (GU) interrumpible a solicitud del organismo encargado del despacho. “Actualmente, estamos trabajando en reforzar este esquema de reducción voluntaria de demanda que sea realmente impulsada por incentivos económicos”, declara AGUERRA.

“La GID es limitada en Colombia, pues cada usuario solo puede tener un comercializador suministrándole energía en una sola Frontera Comercial registrada, y no tiene acceso al Mercado de Energía Mayorista. No hay tarifas dinámicas, y el único esquema de participación es la DDV (Desconexión de demanda Voluntaria), para respaldar a generadores en sus Obligaciones de Confiabilidad.

Recientemente se aprobó otro mecanismo temporal de participación de la demanda en la bolsa que está provisional y en evaluación”, explican desde ASOENERGIA.

Para el caso panameño, “vemos con buenas luces las modificaciones que propone en la ley del sector eléctrico en la que se vislumbra una GID encaminada a través de la aparición de nuevas figuras como el comercializador”, explica AGRANDEL.

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¿En qué consiste el acuerdo entre Enarsa y Enap de Chile para reforzar el abastecimiento de gas natural del norte argentino?

La compañía estatal Energía Argentina (Enarsa) acordó con el gobierno de Chile la importación de gas natural desde ese país para abastecer el Norte argentino. Quien enviará el fluido será la estatal chilena Enap. La medida es para reforzar el abastecimiento y se conoce luego de la escasez que hubo en el país en el mes de mayo. En los hechos, la Argentina importará un total de 128.470.000 de metros cúbicos (m3) de gas natural desde Chile que ingresarán a la provincia de Salta.

Según informó el gobierno chileno, y de acuerdo con las condiciones de la operación, “Engie Energía Chile y Enap Refinerías firmarán un contrato de compraventa de gas natural para exportar los volúmenes dispuestos a Enarsa”, afirma el comunicado del Ministerio de Energía del gobierno de Gabriel Boric.

Gasoducto NorAndino

El transporte de gas natural que enviará Enap a la Argentina se realizará desde el terminal Gas Natural Licuado (GNL) de Mejillones. El fluido irá a través del gasoducto NorAndino, que une la región de Antofagasta en Chile con la provincia de Salta.

Es el mismo gasoducto que en octubre del año pasado la Argentina comenzó a exportar, luego de 17 años, 400.000 m3 por día en condiciones firme hasta abril, según informó la Secretaría de Energía argentina el año pasado.

, Roberto Bellato

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Entre Ríos: se realizó una nueva reunión de la mesa de energías renovables

Se llevó a cabo la reunión mensual de la Mesa Provincial de Energías Renovables. Son encuentros donde participan instituciones y organizaciones sociales, gubernamentales y educativas vinculadas al servicio eléctrico.

Se abordó una agenda de trabajo que hace a la actividad de la energía eléctrica, y a la coordinación de acciones para el mejoramiento del servicio, pero sobre todo para el usuario – generador que inyecta energía renovable a la red.

En cuanto a ello, se tomó el compromiso de seguir trabajando para mejorar la situación del usuario generador. Para que, quienes deseen inyectar energía renovable a la red, puedan hacerlo sin obstáculos, fácil y económico. Teniendo en cuenta la premisa del gobernador de lograr una provincia más sustentable.

En esta ocasión participaron la secretaria de Energía de la provincia, Noelia Zapata, y el interventor del Epre, Juan Domingo Zacarias, acompañados de sus respectivos equipos técnicos. A su vez, representantes UTN Regional Concordia, de Enersa, de la Cámara Argentina de Energías Renovables (CERER) y del Colegio de Ingenieros Especialistas de Entre Ríos (CIEER).

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Neuquén y PAE lanzan un programa de formación en oficios técnicos

El gobierno de la provincia de Neuquén y Pan American Energy firmaron un convenio que pondrá en marcha el Plan Integral de Promoción y Fortalecimiento de oficios técnicos vinculados a la industria en el marco del plan provincial “Emplea Neuquén”.

La firma del convenio, que tendrá vigencia por dos años, fue suscripta por el gobernador de la provincia Cr. Rolando Figueroa, el ministro Lucas Castelli, y el Group CEO, Marcos Bulgheroni; y el Vicepresidente Corporativo de Relaciones Institucionales de Pan American Energy, Daniel Felici, en representación de PAE, empresa del rubro petrolero que ejecuta programas y actividades destinadas a beneficiar a las comunidades de las provincias donde desarrolla sus operaciones, especialmente a través de iniciativas referidas al Programa Pymes de PAE.

#EmpleaNeuquén

La Provincia y PAE lanzan un programa de formación en oficios técnicos

Beneficiará a 1500 neuquinos, mayores de 18 años. Se ofrecerán capacitaciones técnicas vinculadas a la industria energética con el objetivo de mejorar las condiciones de empleabilidad.

— Gobierno de la Provincia del Neuquén (@GobProvinciaNqn) June 6, 2024

El programa brindará formación técnica vinculada a la industria energética a 1500 neuquinos mayores de 18 años en condición de desempleo. Se realizarán 50 capacitaciones de más de 3.500 horas de formación técnica a través del soporte la Fundacion Potenciar, la Universidad Nacional del Comahue y la Universidad Tecnológica Nacional – Regional Neuquén. Las mismas tienen por objetivo fomentar la inserción laboral en la provincia, apoyar y fortalecer las actividades que contribuyen a la sustentabilidad y al desarrollo sociolaboral, como así también fomentar las actividades de formación hacia el interior de la provincia

Los primeros cursos a convocar serán de auxiliar de producción de pozos, auxiliar electricista, ayudante de equipos de perforación, ayudante de operador de Coiled Tubing y de instrumentación, entre otros.

Mediante el convenio, el ministerio provincial asumió el compromiso la coordinación y ejecución de los programas, el seguimiento de los alumnos egresados de las capacitaciones, la difusión y convocatoria de las actividades.

“El rol social de PAE en la provincia para nosotros es muy importante desde el primer momento en programas de educación, formación y empleo”, como el programa de Becas Gregorio Álvarez, indicó Figueroa y agregó que “queremos ser un solo equipo con todos los actores de la industria, entendiendo que la sustentabilidad social es el camino para el desarrollo de Vaca Muerta”.

Marcos Bulgheroni, Group CEO de PAE, afirmó que “acompañamos este programa porque estamos convencidos que la capacitación y la formación técnica generan las oportunidades que nuestros jóvenes necesitan para acceder a un empleo de calidad”.

Pan American Energy, a través de su Programa Pymes, es la primera compañía privada en sumarse al programa provincial “Emplea Neuquén”, creado por el gobernador de la provincia en enero de este año.

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El gobierno autorizó un aumento de un 2% para el precio de los biocombustibles en junio

La Secretaría de Energía actualizó los precios regulados de los biocombustibles para el mes de junio. Como es habitual, la suba impactará en el precio de las naftas y el gasoil. En el caso del bioetanol de caña y de maíz, que se mezclan con las naftas antes de su expendio en los surtidores, la suba fue de 2,1% para las adquisiciones durante el mes de junio. En tanto, para el biodiesel, que se mezcla con el gasoil, el incremento fue de 1,4%.

Las subas para el etanol de caña y maíz fueron instrumentadas mediante la resolución 95, publicada este martes en el Boletín Oficial. Mientras que el incremento del precio del biodiesel se publicó en la resolución 96.

Precios

El precio de adquisición del bioetanol de caña de azúcar, producido en los ingenios del Noroeste argentino, saltó de 622 a 635 pesos por litro. En tanto, el etanol elaborado con maíz, sobre todo en la región del centro del país, pasó de 570 a 582 pesos por litro.

Por su parte, el biodiesel producido a base de aceite de soja destinado a su mezcla obligatoria con el gasoil (el combustible más consumido del país) en mayo tuvo un precio de $ 938.540 por tonelada. Para junio, el precio subió a $ 951,285 por cada tonelada.

Por la Ley 27.640, el biodiesel producido a base de aceite de soja se corta en un 7,5% por cada litro de gasoil y el bioetanol la mezcla obligatoria que tienen que hacer las refinerías es de 12%, que se divide en 6,5% para el elaborado a base de caña y 6,5% para el producido a base de maíz.

Acumulado

Según información de la Secretaría de Energía, desde que asumió el nuevo gobierno de Javier Milei en diciembre del año pasado el bioetanol de caña aumentó 82,4% en siete meses (pasó de $ 348 a $ 635) y el etanol de maíz subió 61,2% (de $ 361 a $ 582) en el mismo período.

En tanto, la cartera a cargo de Eduardo Rodríguez Chirillo subió el precio regulado del biodiesel un 38,4% en siete meses, ya que en el último mes de 2023 la tonelada costaba $ 686.986 y ahora saltó a $ 951.285 en junio.

, Roberto Bellato

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Toyota Argentina recibió al presidente de YPF en Zárate

El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, fue recibido por el presidente de Toyota Argentina, Gustavo Salinas, en la planta de la automotriz en la localidad bonaerense de Zárate. Este primer encuentro les permitió a las autoridades de YPF conocer la implementación del Toyota Production System (TPS), el método productivo de mejora continua que le permite a Toyota ser una empresa modelo de productividad y sustentabilidad a nivel mundial.

El TPS es una filosofía de trabajo desarrollada a lo largo de la historia de Toyota que se ha estudiado en todo el mundo. Es una manera de hacer que tiene como pilares el justo-a-tiempo y el “Jidoka” que puede traducirse como “automatización con un toque humano”. Se basa en la premisa de facilitar el trabajo a las personas eliminando la “muda”, es decir, los procesos inútiles, lo que no contribuye al objetivo final, siempre buscando la mejora continua o “Kaizen”. El TPS se aplica en todas las áreas de Toyota, desde la producción hasta el servicio al cliente. Y es adaptable a cualquier proceso productivo o administrativo.

Toyota Argentina colabora con otras empresas y organizaciones para aplicar el TPS en sus propias actividades. YPF Luz es una de ellas, que lo incorporó en 2021 y ha obtenido importantes mejoras en sus procesos de compras, comercio exterior y entrega de materiales.

“En el marco del Plan estratégico que anunciamos en YPF buscamos hacer foco en la definición de estándares de clase mundial para ser eficientes, reducir los costos y aumentar la productividad. Para lograr ese objetivo vinimos a Toyota, con quienes nos une un vínculo estratégico, con la finalidad de conocer y aprender de ellos a partir de la metodología de TPS”, afirmó Horacio Marín, el presidente y CEO de la compañía.

Esta visita reafirma el compromiso y la alianza que une a ambas compañías, que tienen una larga historia como socios estratégicos, trabajando juntos y acompañando la evolución tecnológica.

“Desde 2018, venimos desarrollando junto a YPF diferentes ejes estratégicos que abarcan desde la provisión de energía eléctrica renovable hasta el suministro de combustibles y la participación conjunta en actividades de motorsports. La implementación del Toyota Production System (TPS), con el que venimos trabajando junto a otras empresas e instituciones, nos permitirá afianzar esta alianza y seguir explorando nuevas oportunidades de colaboración entre ambas compañías”, afirmó Gustavo Salinas, presidente de Toyota Argentina.

YPF es el proveedor del combustible y lubricantes para el primer llenado de todos los vehículos Toyota y para la flota propia a través de YPF Ruta. También, Toyota recomienda la utilización de INFINIA en sus vehículos porque tiene certificación TOP TIER, supera los máximos niveles de calidad y permite el mejor desempeño de los motores más exigentes. Este vínculo con Toyota se extiende también a los equipos de competición.

YPF LUZ es su proveedor de energía eléctrica, acuerdo que le permitió a Toyota ser la primera empresa en fabricar sus autos con electricidad 100% renovable.

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A finales de 2024, Colombia empezaría a firmar contratos de comercialización de gas offshore

El presidente de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) de Colombia, Orlando Velandia, en el Foro de Sostenibilidad de la ACP, hizo un importante anuncio para acelerar la producción de gas natural en el offshore colombiano (costa afuera). ¿De qué se trata?

Ante la incertidumbre que se ha sembrado en Colombia por la falta de acciones que ayuden a destrabar la producción de gas descubierta en el mar Caribe, el presidente de la ANH aseguró que, luego de meterle el acelerador a las medidas regulatorias -con la CREG- para darle mayor estabilidad a la industria del offshore, se espera que a finales de 2024 se logren firmar los primeros contratos de comercialización del energético.

“Yo creo que, si logramos hacer los ajustes regulatorios, al final de este año podríamos hablar de los contratos y de incorporar”, indicó Velandia.

Además, indicó que, si se avanza rápidamente en la definición de las líneas de flujo se podría redimir el tiempo “ese horizonte de incorporación, esas reservas que estaban por ahí, más o menos, para 2028 – 2029, se puedan traer aproximadamente dos años antes. ¿Por qué la necesidad? No solamente por el tema de autosuficiencia, sino que se trata de optimizar los recursos”.

Velandia aseguró que hay muchas tareas por hacer e indicó que la ANH está focalizada en que el país tenga garantizado el gas, energéticos y combustibles que se necesitan.

Entre tanto, el líder de la ANH expuso que hay temas que siguen siendo complejos de lidiar y que afectan las operaciones de exploración y producción de hidrocarburos como las licencias ambientales y las consultas previas.

“Cada vez que se nos presenta una dificultad de esas, es un desafío más, una tarea más que tenemos que cumplir. El primer punto de las estrategias que estamos implementando para optimizar nuestros recursos es que exista un trabajo armónico e interinstitucional”, manifestó Orlando Velandia.

Tareas de la ANH para destrabar proyectos en Colombia de gas natural del offshore

El presidente de la Agencia Nacional de Hidrocarburos expuso las tareas que la entidad está liderando para poder destrabar los proyectos de gas natural en el offshore (costa afuera) colombiano.

“Es un poco redimir el tiempo, que lo estamos haciendo ahora también desde la CREG: porque sentimos que en los últimos casi seis años no se han tomado las medidas que, en el momento en el que se descubrieron los yacimientos -por ejemplo, en 2017 en el offshore-, muchos de los temas regulatorios no se sacaron adelante”, indicó Velandia.

Y, añadió, “hoy las mesas de trabajo que tenemos permanentemente con Ecopetrol, Shell, Anadarko, Petrobras, estamos redimiendo el tiempo, pese a que no se hicieron las tareas en estos últimos seis años, desde que se descubrieron los yacimientos para mirar las actividades desde el punto de vista regulatorio”.

Orlando Velandia recordó que, en materia de gas, no se maneja el mismo criterio para la cuantificación de las reservas.

“Esto depende mucho de los contratos que se tengan firmados para hacer la cuantificación. Todos tenemos la expectativa de los importantes recursos que hemos descubierto en el mar Caribe, pero hay unos temas regulatorios en los que, infortunadamente, no se estaba avanzando”, indicó el experto.

Velandia mencionó que “ya no es tiempo de simplemente mirar atrás”, lo que se necesita es avanzar en mesas de trabajo con las compañías que han hecho los descubrimientos y que tienen interés en rápidamente desarrollarlos.

Esto tiene que ver, según el vocero de la ANH, con viabilizar esos posibles contratos para que ya se puedan firmar -lo que ellos llaman contratos virtuales- y así se destrabe la producción e incorporación de reservas de este energético.

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Neuquén: YPF construirá un gasoducto que conectará Vaca Muerta con Añelo

En el ámbito de la segunda Mesa Sectorial de Vaca Muerta, el gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, destacó el anuncio de inversión de YPF para la construcción de un gasoducto que beneficiará a toda la comunidad de Añelo.

Se trata de un proyecto estimado en US$ 15 millones. Tendrá una extensión de 14 kilómetros, entre Tratayén y la meseta de Añelo, para habilitar el abastecimiento de gas a los barrios e industrias radicadas al norte de la ciudad, anunció la petrolera de mayoría accionaria estatal.

La obra permitirá que el servicio pueda llegar a cientos de familias de forma segura, ampliando la infraestructura para hacer sustentable el desarrollo de Vaca Muerta.

El anuncio lo hizo el Vicepresidente de Infraestructura de YPF, Gustavo Gallino, quien ratificó el compromiso de nuestro presidente y CEO, Horacio Marín, de hacer esta obra que no sólo permitirá llevar gas a los habitantes de Añelo, sino que generará las condiciones para la instalación de empresas y crear nuevas oportunidades”.

“Esto es una apuesta a futuro, pensando en una Argentina que necesita desarrollar sus recursos para convertirse en una potencia energética” remarcó. 

Y agregó: “Venimos a ratificar la inversión y estamos trabajando para que los habitantes de Añelo puedan disfrutar del gas natural, que como decía el gobernador, no tienen como calefaccionarse en invierno. Y también buscamos fortalecer la red industrial para que en la zona haya un crecimiento de las Pymes”.

Además recordó que YPF lanzó días atrás el pliego para la obra del segundo tramo de Vaca Muerta desde Allen hasta Punta Colorada, en la provincia de Río Negro.

El proyecto ejecutivo de la obra se encuentra en elaboración. Contemplará un gasoducto de 6 pulgadas que conectará la zona productiva de Vaca Muerta en el yacimiento No Convencional Loma Campana con la meseta de la localidad de Añelo.

Por su parte, el gobernador de Neuquén destacó “la adhesión de todas las empresas a este espacio de desarrollo” y aseguró que es “una mesa muy importante y donde ya surgen las primeras posiciones de entendimiento”. Por otra parte, indicó que “a la sustentabilidad social a un proyecto económico hay que sumarle el cuidado del ambiente”. 

Con relación al gasoducto, Figueroa agradeció a YPF “por este esfuerzo para Añelo” y destacó la importancia del gasoducto para abastecer a toda la comunidad y “el crecimiento que se viene para esa localidad neuquina”.

Por su parte, el intendente de Añelo, Fernando Banderet, concluyó que “esta es una obra muy necesaria y esperada para Añelo, que permitirá que cientos de familias puedan acceder al gas”.

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El Gobierno pide usar electrodomésticos a la medianoche y propone una tarifa diferencial

En medio de un fuerte ajuste en la energía eléctrica que generó la llegada de boletas con altas subas, y de un crecimiento en la demanda, desde el Gobierno nacional se mostraron preocupados por el consumo de luz y decidieron anunciar una medida.

Según un comunicado oficial del Ente Nacional Regulador de la Electricidad (Enre) titulado “Tarifas por franjas horarias, reguladoras de demanda“, el Gobierno tiene la idea de establecer distintos precios para la energía según el horario en que se demande. “A partir de este esquema, el usuario paga más o menos por el servicio eléctrico según lo utilice en momentos de mayor o menor exigencia del sistema”, se informó.

La aplicación se realizaría con tres franjas: la hora “pico“, con tarifas más caras en las horas de mayor consumo: los días laborales de 9 a 14 y de 18 a 22; la hora “valle“, con los precios más baratos, los días laborales de 0 a 8 y todos los sábados, domingos y feriados; y la hora “resto”, con un intermedio durante los días laborales de 8 a 9, de 14 a 18 y de 22 hasta las 0 del día siguiente.

En cuanto al usuario, paga más o menos importe del servicio eléctrico según consuma en momentos de mayor o menor exigencia general del sistema. Además, se lo incentiva a usar los aparatos con alto consumo de kilowats–el lavarropas por ejemplo– en la banda horaria con menor demanda y por lo tanto más económica, la madrugada por ejemplo.

En ese sentido, hay otros electrodomésticos que también son de alto consumo y que, depende el caso podrían usarse de noche. Ellos son el aire acondicionado, aspiradora, caloventilador, horno eléctrico o lavavajilla.

Sin embargo, para poder diferenciar las tarifas según franjas horarias, habría que recambiar todos los medidores por uno inteligente que permita conocer al detalle el momento en que se consume la energía. Por eso, la idea que barajan en la cartera que conduce Eduardo Rodríguez Chirillo es instalar estos medidores en el conurbano bonaerense para establecer dos precios diferentes de la energía eléctrica: uno más caro para las horas pico y otro, más barato, para horas de baja demanda.

Los denominados medidores inteligentes recolectan datos del consumo de los usuarios en forma remota y en tiempo real, y reconocen los ciclos de alta / baja demanda energética. A partir de una y otra función, discriminan el consumo según franja horaria para su posterior facturación. Con este plan, que no entrará en vigencia en el corto plazo, se cumpliría el objetivo de eficientizar el consumo de energía y aprovechar mejor la infraestructura al menor costo posible, como ya sucede en algunos países europeos. 

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Juan Cruz Lucero: “El proyecto YPF-Petronas es nuestra hoja de ruta”

El subsecretario de Asuntos Portuarios de la Provincia de Buenos Aires, Juan Cruz Lucero, resaltó lo significativo que resulta que la infraestructura para licuefacción de gas del proyecto de GNL de YPF y Petronas se lleve a cabo en el puerto de Bahía Blanca, declarada de interés público por Axel Kicillof.

En declaraciones a Hay un Lugar por Radio Provincia 1270, el funcionario añadió: “Tiene que ver con una política que nos marcó el Gobernador y el ministro Augusto Costa de trabajar intensamente en sectores estratégicos y los puertos de la provincia de Buenos Aires son un sector de esa magnitud”.

En ese marco, expresó: “Tenemos afortunadamente muchos recursos, en este caso gas natural, y una salida para tratar de monetizarlo y desarrollarlo es licuarlo y exportarlo porque es uno de los insumos que se utilizan en términos de transición energética y está bastante solicitado por diversas economías del mundo”, y por lo tanto la construcción de la planta de GNL en el distrito es “una oportunidad muy importante que tiene que ver con generar desarrollo en nuestro suelo”.

Asimismo, Lucero detalló que “la obra total de YPF-Petronas en la Argentina son 50 mil millones de dólares y en la Provincia, que efectivamente se radique, como 30 mil. Estamos hablando de cifras de una magnitud enorme”, y por ende “se tiene que hacer todo lo posible para que el proyecto se haga en Bahía Blanca y que genere la mayor cantidad de beneficios para la comunidad local, regional y provincial. Esa es nuestra hoja de ruta y objetivo”.

En este sentido, el subsecretario de Asuntos Portuarios del ministerio de Producción, Ciencia e Innovación Tecnológica bonaerense, explicó que “el puerto de Bahía Blanca es muy consolidado, tiene muchísimos años de experiencia y una capacidad técnica acentuada, y de hecho es uno de los puertos más importantes del país y una referencia para Sudamérica”. Además, destacó que en el embarcadero “no hay problemas de oleaje, de navegación” lo que implica “la posibilidad de navegar las 24hs del día los 365 días del año”.

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Emplea Neuquen: comenzaron las capacitaciones con PAE

A tan solo dos días de la firma del acuerdo del gobernador Rolando Figueroa con las máximas autoridades de la empresa, iniciaron los cursos de formación.

A partir del convenio suscripto con Pan American Energy (PAE), comenzaron este viernes las capacitaciones para neuquinas y neuquinos desempleados, y que forman parte del plan provincial Emplea Neuquén.

El ministro de Trabajo y Desarrollo Laboral, Lucas Castelli encabezó la apertura y manifestó: “teniendo en cuenta que al convenio lo firmamos el miércoles, nos genera una gran satisfacción la convocatoria y la rapidez con la que se comenzó a capacitar”.

El ministro enfatizó “la importancia de capacitar de manera inmediata para que las personas que están sin trabajo puedan adquirir herramientas y así mejorar sus condiciones de empleabilidad”.

Asimismo, pidió a los presentes que “se apropien y sean multiplicadores de esta política laboral, para llegar a la gente que necesita empleo genuino y de calidad”.

Por su parte, Nicolás Fernández Arroyo, Gerente de Relaciones Institucionales de PAE, celebró la iniciativa y expresó que “hay una política de gobierno fuerte que tiene como foco recuperar el empleo genuino, y nosotros queremos acompañar y esperamos que aprovechen la oportunidad”.

La oferta de capacitación consiste en ayudante de corredor de producción, ayudante en
instrumentación y ayudante de operador de planta de procesamiento de gas; dictadas por la fundación Potenciar con una duración de 72 horas cátedra.

En cuanto a la capacitación teórico-práctica de ayudante de corredor de producción, las personas recibirán herramientas para comprender los procesos y programas, con el objetivo de mejorar las condiciones de producción de los pozos, y ser competentes para cerrar un ciclo de producción eficiente.

Asimismo, en la de ayudante en Instrumentación, se preparará a los participantes para
desempeñarse como profesionales competentes y capacitados en el diseño, implementación y mantenimiento de sistemas de medición y control en la industria. Por otra parte, se brindarán conocimientos técnicos para operar y mantener los equipos de medición y control utilizados en la industria.

En tanto en la formación de ayudante de operador de planta de procesamiento de gas, se busca que quienes participan tengan una visión sistémica de la operación y conozcan las funciones en los yacimientos. Se hará a través de un cursado de clases presenciales con examen final que buscará medir el aprendizaje, transmitiendo conocimientos técnicos y aplicaciones de los principios de operación de la planta con el fin de llevar a cabo las actividades, aportando niveles de eficiencia y seguridad.

Acompañaron la apertura, la subsecretaría de Promoción de Empleo y Formación Profesional; y Silvia Stiep, titular de Relaciones Públicas de la Fundación Potenciar.

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Luz y gas: Informe del impacto en usuarios de la Provincia de Buenos Aires

El subsecretario de Energía de la provincia de Buenos Aires, Gastón Ghioni, se refirió al anuncio del Gobierno nacional sobre el aumento en las tarifas de la energía eléctrica y gas: “Este nuevo aumento de tarifas tiene la particularidad de ir en sentido regresivo: apunta a la quita de subsidios de los sectores de ingresos medios y bajos, impactando principalmente en los hogares más vulnerables del país y de nuestra provincia”, afirmó.

En una conferencia de prensa, el funcionario advirtió que “Dentro de las medidas anunciadas por el Gobierno nacional también se prevé que las personas que tenían una tarifa social provincial y habían sido incluidas de forma automática en la categoría N2 (menores ingresos) deberán empadronarse o perderán la categoría, pasando a pagar como una persona de altos ingresos”.

En el área de jurisdicción PBA existen 204 distribuidoras, 4 provinciales y 200 municipales (cooperativas o de gestión mixta), y totalizan 2.126.513 usuarios (41 % del total provincial). EDENOR y EDESUR son de jurisdicción nacional, y en la PBA tiene 3.067.644 usuarios (59 % del total).

Por categorías de segmentación de los usuarios Residenciales según niveles de ingresos, considerando el área jurisdicción de la Provincia de Buenos Aires, el 41 % es N1 (altos ingresos); el 42 % es N2 (bajos ingresos) y el 18 % es N3 (ingresos medios).

En lo que respecta a los usuarios Residenciales del área Edenor-Edesur en la provincia, el 27 % es N1; el 54 % es N2; y 19 % es categoría de ingresos N3.

Un informe elaborado por la Subsecretaría detalla que, al considerar el aumento del precio mayorista de la energía eléctrica, y la quita parcial de subsidios dispuesto por Nación la semana pasada, el impacto a la suba en la factura de un usuario Residencial N1 (EDEA, EDES, EDEN, EDELAP) para un consumo de 150 kWh/mes (Incluye impuestos) será de 14 por ciento (junio contra marzo/24).

Para un usuario Residencial N2 con un consumo de 150 kWh/mes (Incluye impuestos), la suba considerando el mismo lapso es de 80 por ciento.

El Impacto a la suba en una factura de electricidad para un usuario Residencial N3, para un consumo de 150 kWh/mes (con impuestos) es de 69 por ciento (junio contra marzo/24).

En lo que respecta al impacto en la factura del usuario Residencial de gas natural, por caso categoría R31 con consumo de invierno, el aumento (incluidos impuestos) para el N1 -Ingresos altos- será de 299 % (junio contra marzo).

Para la categoría R31 de usuario N2 (ingresos bajos) el incremento comparando los mismos períodos es de 604 por ciento.

Para la categoría R31 pero de un usuario N3 (ingresos medios) con un consumo propio del invierno, el impacto en factura es de 367 por ciento, señala el informe.

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La suba de la tarifa eléctrica en el AMBA es mayor para los hogares de ingresos medios y bajos de menores consumos

Las subas de la tarifa eléctrica que oficializó el gobierno el viernes pasado impacta con más fuerza sobre los hogares ingresos medios (Nivel 3) y bajos (Nivel 2) que registran consumos menores. Por ejemplo, un usuario de Edesur Nivel 3 que demanda 150 kWh mensuales pagará a partir de este mes un 164,6% más, mientras que un hogar Nivel 2 con el mismo consumo tendrá que desembolsar un 110,1% más. A medida que los consumos aumentan, la suba porcentual es un poco menor.

Por su parte, los hogares de ingresos altos en esta oportunidad afrontarán los menores aumentos. Si bien para ellos también subió el precio de la energía, el incremento porcentual fue menor porque ya venían pagando significativamente más que el resto ya que recibían un subsidio menor.

EconoJournal tomó tres ejemplos aleatorios de hogares del área de concesión de Edesur y calculó cuánto es el aumento en los tres segmentos de ingresos en los que se divide la segmentación. Las cifras absolutas se informan sin sumar los impuestos, los que encarecerán la boleta final cerca de un 30% más.

Hogares de ingresos bajos (Nivel 2)

Hogar R1 que consume 150 kWh mensuales: pagaba 783,43 pesos de cargo fijo y 1853,25 pesos de cargo variable (150 x 12,355 pesos), lo que arroja un total de 2636,68 pesos mensuales. Ahora pagará 783,43 pesos de cargo fijo y 4756,65 de cargo variable (150 x 31,71). En total, suma 5540,08 pesos, un 110,1% más. Si se compara con lo que pagaba en enero la suba acumulada llega al 354,7%.

Hogar R3 que consume 450 kWh por mes: hasta ahora pagaba 5651,9 pesos de cargo fijo más 8235 pesos de cargo variable (450 x 18,3 pesos). Eso arroja un total de 13.886,9 pesos. Ese mismo hogar ahora seguirá pagando 5651,9 pesos de cargo fijo, pero pasará a pagar 22.144,75 pesos de cargo variable. Eso se debe a que desembolsará 13.180,65 pesos por los primeros 350 kWh (350 x 37,659) y 8964,1 por los 100 kWh restantes (100 x 89,641). En total, pagará 27.796,65 pesos, un 100,1% más. Si se compara con lo que pagaba en enero la suba acumulada llega al 561,2%.

Hogar R5 que consume 650 kWh por mes: pagaba 24.910,6 pesos de cargo fijo más 20.433,4 de cargo variable (650 x 31.436). En total sumaba 45.344 pesos. A partir de este mes seguirá pagando 24.910,6 pesos de cargo fijo, pero pasará a pagar 48.609,4 pesos de cargo variable. Desembolsará 17.777,2 pesos por los primeros 350 kWh (350 x 50,792) y 30.832,2 por los 300 kWh restantes (300 x 102,774 pesos). En total, deberá pagar 73.520 pesos, un 62,1% más. Si se compara con lo que pagaba en enero la suba acumulada llega al 480,7%.

Hogares de ingresos medios (Nivel 3)

Hogar R1 que consume 150 kWh mensuales: pagaba 783,43 pesos de cargo fijo y 1984,5 pesos de cargo variable (150 x 13,23 pesos), lo que arroja un total de 2767,93 pesos por mes. Ahora seguirá pagando 783,43 pesos de cargo fijo y 6540 pesos de cargo variable (150 x 43,60 pesos). En total, suma 7323,43 pesos, un 164,6% más. Si se compara con lo que pagaba en enero la suba acumulada llega al 511,4%.

Hogar R3 que consume 450 kWh por mes: hasta ahora pagaba 5651,9 pesos de cargo fijo más 11.459,55 pesos de cargo variable. Por lo primeros 400 kWh pagaba 7672 pesos (400 x 19,18 pesos) y por los restantes 50 kWh sumaba 3787,55 (50 x 75,751 pesos). Eso arroja un total de 17.111,4 pesos. Ese mismo hogar ahora seguirá pagando 5651,9 pesos de cargo fijo, pero pasará a pagar 30.230,25 pesos de cargo variable. Eso se debe a que desembolsará 12.302,25 pesos por los primeros 250 kWh (250 x 49,209) y 17.928 por los 200 kWh restantes (200 x 89,641). En total, pagará 35.882,15 pesos, un 109,7% más. Si se compara con lo que pagaba en enero la suba acumulada llega al 654,9%.

Hogar R5 que consume 650 kWh por mes: pagaba 24.910,6 pesos de cargo fijo más 34.665,8 pesos de cargo variable. Por los primeros 400 kWh desembolsaba 12.924,8 pesos (400 x 32.312 pesos) y por los restantes 250 kWh otros 21.741 pesos (250 x 86.964 pesos). En total, pagaba 59.576,4 pesos. A partir de este mes seguirá pagando 24.910,6 pesos de cargo fijo, pero pasará a pagar 56.694,6 pesos de cargo variable. Desembolsará 15.585 pesos por los primeros 250 kWh (250 x 62,342) y 41.109,6 pesos por los 400 kWh restantes (400 x 102,774 pesos). En total, deberá pagar 81.605,2 pesos, un 36,9% más. Si se compara con lo que pagaba en enero la suba acumulada llega al 355,2%.

Hogares de ingresos altos (Nivel 1)

Hogar R1 que consume 150 kWh por mes: venía pagando 783,4 pesos de cargo fijo y 10.182 pesos de cargo variable (150 x 67,88 pesos). En total, desembolsaba 10.965,4 pesos. Ahora seguirá pagando 783,4 pesos de cargo fijo, pero pagará 12.553,95 pesos de cargo variable (150 x 83,693), lo que suma 13.337,35 pesos, un 21,6% más. Si se compara con lo que pagaba en enero la suba acumulada llega al 219,7%.

Hogar R3 que consume 450 kWh por mes: hasta ahora pagaba 5651,9 pesos de cargo fijo más 33.223,95 pesos de cargo variable (450 x 73.831 pesos). Eso arroja un total de 38.875,85 pesos. Ese mismo hogar ahora seguirá pagando 5651,9 pesos de cargo fijo, pero pasará a pagar 40.338,45 pesos de cargo variable (450 x 89.641 pesos). En total, pagará 45.990,35 pesos, un 18,3% más. Si se compara con lo que pagaba en enero la suba acumulada llega al 251,8%.

Hogar R5 que consume 650 kWh por mes: pagaba 24.910,6 pesos de cargo fijo más 56.526,6 pesos de cargo variable (650 x 86,964 pesos). En total, desembolsaba 81.437,2 pesos. A partir de este mes seguirá pagando 24.910,6 pesos de cargo fijo, pero pasará a pagar 66.803,1 pesos de cargo variable (650 x 102.774 pesos). En total, deberá pagar 91.713,7 pesos, un 12,6% más. Si se compara con lo que pagaba en enero la suba acumulada llega al 260,2%.
, Fernando Krakowiak

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Panamá: el presidente electo designó a los encargados del sector eléctrico

Como secretario de Energía, Mulino designó a Juan Manuel Urriola, quien es ingeniero electricista, título obtenido en el Instituto Tecnológico de Monterrey, México. Posee, además, una Maestría en Administración, Especialidad en Finanzas del Instituto Tecnológico de Monterrey, México; un Postgrado en Administración de Proyectos (Project Management) de Carl Diusberg-Gesellgchaft (Alemania); un Postgrado en Ingeniería de Sistemas de Potencia de Westinghouse Electric Corp., Pittsburgh, Pennsylvania, EE.UU.

En su trayectoria profesional se ha desempeñado como consultor internacional del Departamento de Comercio y del Departamento de Estado, de Estados Unidos, así como delMercado Mayorista de Panamá y Centro América (EOR).

También ha ejercido el cargo de gerente general de la Empresa Transmisión Eléctrica, S.A. (ETESA); secretario de Energía de Panamá; y presidente de la Empresa Electro Technical Services y de la Empresa JMR Consultores.

Como administradora de la Autoridad Nacional de los Servicios Públicos (ASEP), Mulino designó a Zelmar Rodríguez. Posee una Licenciatura en Derecho y Ciencias Políticas de la Universidad Santa María La Antigua (USMA).

Además, cuenta con un Postgrado en Administración Estratégica de la Universidad Latinoamericana de Ciencia y Tecnología (ULACIT) y una Maestría en Administración de Empresas con Énfasis en Finanzas de la Universidad Latinoamericana de Ciencia y Tecnología (ULACIT). De igual manera, tiene un Diplomado de Mercado Eléctrico. World
Energy Council Panamá (WEC) y la Universidad Tecnológica de Panamá.

Rodríguez cuenta con una amplia trayectoria en el servicio público. Durante el periodo 1998-2002 se desempeñó como asesora legal en el antiguo Ente Regulador de los Servicios Públicos y de 2009 a 2011 como directora de Asesoría Jurídica de la Autoridad Nacional de los Servicios Públicos (ASEP).P osteriormente, de 2011 a 2014 ocupó la posición de administradora general de la ASEP.

Como gerente general de ETESA, el presidente electo designó al ingeniero eléctrico Roy Morales, quien cuenta con una experiencia laboral en las áreas administrativas y operativas del sector energético.

Morales obtuvo el título de ingeniero eléctrico de la Universidad de Texas, Arlington, Estados Unidos. Además, posee un diplomado de Alta Gerencia de la Universidad Santa María La Antigua.

En su carrera profesional ha desempeñado cargos en empresas locales e internacionales como Vopak, la Autoridad del Canal de Panamá, Grupo Suez y la compañía ABB.

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YPF Luz montó primeros aerogeneradores del P.E. General Levalle (Córdoba). Invierte U$S 262 millones

YPF Luz continúa con el avance de la construcción del Parque Eólico General Levalle, de 155 MW de capacidad instalada, que la compañía construye en la provincia de Córdoba.

Hasta la fecha (10/6), se montaron los 5 primeros aerogeneradores, un hito en la industria debido a que son los más grandes de Latinoamérica.

Cada montaje implicó la instalación de 5 tramos de torres para alcanzar los 125 metros de altura de cada aerogenerador. Luego se instaló la góndola, el tren de potencia, el hub y por último, el set de palas que tienen un largo aproximado de 79 metros. Cada aerogenerador tiene una potencia de 6,2 MW, pesa 395 toneladas y tiene una altura total de 204 metros.

Para llevar a cabo toda la logística se utilizó una grúa especial de 600 toneladas, asistida por otros equipos de menor tamaño, que dieron soporte a las maniobras de armado y ensamble, se describió.

Hasta el momento el proyecto lleva empleadas más de 700.000 horas de trabajo. Cabe destacar que las condiciones de viento y atmosféricas fueron monitoreadas permanentemente para poder realizar el montaje dentro de la franja de seguridad aceptable.

“Este es un nuevo hito para nuestra compañía, que fue posible gracias al profesionalismo y trabajo articulado de todas las áreas involucradas en el proyecto. Sentimos una gran satisfacción al ver materializado este desafío. El montaje de los primeros aerogeneradores nos impulsa a seguir trabajando para ver el parque puesto en funcionamiento”, expresó Gonzalo Seijo, Gerente de Ingeniería y Proyectos de YPF Luz.

La misma secuencia se implementará para los 20 aerogeneradores restantes que tendrá el parque en total. Luego comenzarán las actividades de terminación mecánica, pruebas y puesta en funcionamiento.

Características del Parque Eólico General Levalle

Inversión: U$S 262 millones.

Factor de capacidad: de 51,7 %.

Potencia instalada: 155 MW.

General Levalle I: 62 MW – 10 aerogeneradores.

General Levalle II: 93 MW – 15 aerogeneradores.

Empleo en etapa de obra: 200 personas promedio, 400 en pico de obra

Superficie: 4.360 hectáreas.

350.000 TN CO2 evitadas de dióxido de carbono por año.

Energía equivalente a las necesidades de 190 mil hogares.

1 subestación para conectar ambos parques al sistema interconectado nacional a través de una línea de 66 kV y de 132 kV que se vinculan a la ET Levalle de EPEC.

Características de los Aerogeneradores

Tecnología: Vestas (modelo).

Capacidad instalada: 6,2 MW.

Dimensiones: altura torre: 125m – Largo de pala de 79,35m. Altura total 204 metros.

Peso: 360 toneladas.

Acerca de YPF Luz

YPF Luz (YPF Energía Eléctrica S.A.) es una empresa líder en generación de energía eléctrica en el país que opera desde 2013. Actualmente la compañía tiene una capacidad instalada de 3.163 MW que provee al mercado mayorista e industrial, y está construyendo otros 218 MW.

YPF Luz tiene como misión generar energía rentable, eficiente y sustentable, que optimiza los recursos naturales para la producción de energía térmica y renovable. Para obtener más información, visite www.ypfluz.com

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Eletrobras vende siete centrales termoeléctricas

Eletrobras anunció la venta de un conjunto de siete centrales termoeléctricas a Âmbar Energia por 883 millones de dólares. La operación incluye una compensación ‘earn-out’ (prima del comprador) de 1.200 millones de reales (cerca de 210 millones de dólares), según un comunicado enviado al mercado.

Las centrales, alimentadas a gas natural, y situadas en los estados de Amazonas y Río de Janeiro, suman una potencia instalada de 2.059 megavatios (MW).

El año pasado, estas siete plantas aportaron una facturación neta de 2.400 millones de reales (420 millones de dólares aproximadamente) a las cuentas de la empresa.
Esta venta se suma a otra que realizó el año pasado Eletrobras, en la que transfirió a Âmbar el control de su última central térmica a carbón.

Eletrobras está tratando de deshacerse de las plantas más contaminantes, para cumplir la meta que se propuso de neutralizar totalmente sus emisiones de dióxido de carbono hasta 2030. 

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Avanza el proyecto Zama Wintershall Dea en el Golfo de México

Los socios de la Unidad Zama Wintershall Dea, Pemex (operador), Talos Energy y Harbour Energy han adjudicado el contrato para los estudios iniciales de Ingeniería y Diseño (FEED Front-end Engineering Design) para el desarrollo del yacimiento petrolero de clase mundial Zama a la compañía de ingeniería francesa DORIS.
El acuerdo destaca que DORIS se ha adjudicado el contrato de FEED para la unidad de desarrollo Zama y que se diseñarán dos plataformas costa afuera, 68 kilómetros de tuberías y cables, y una nueva instalación en tierra

Zama es actualmente uno de los proyectos energéticos más importantes de México y estamos muy orgullosos de haber alcanzado este nuevo hito”, afirma Martin Jungbluth, Managing Director de Wintershall Dea en México. “Nuestro objetivo es desarrollar este gran campo de manera segura, en el plazo más eficiente y de la mejor manera técnica posible. Con DORIS contamos con un socio muy experimentado a nuestro lado para la fase FEED.”

Los trabajos de FEED se basarán en el alcance del Plan de Desarrollo Unitario aprobado por la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) el año pasado. Abarca la planeación de dos plataformas marinas, 68 kilómetros de ductos y cables, así como una nueva instalación en tierra, totalmente dedicada al proyecto Zama, ubicada en la Terminal Marítima Dos Bocas, en Paraíso, Tabasco. La asociación de la Unidad Zama también planea minimizar la intensidad de los gases de efecto invernadero mediante el uso de la mejor tecnología disponible, el gas producido para la generación de energía en tierra, así como el uso más eficiente de la infraestructura de almacenamiento y transporte existente. 

  DORIS colaborará con las dos empresas mexicanas de ingeniería NOMARNA y SUMMUM para llevar a cabo los trabajos de FEED. 

La adjudicación de FEED es un gran resultado gracias a la buena cooperación en nuestro Equipo de Proyecto Integrado (IPT, por su sigla en inglés), en el que colegas de las cuatro compañías socias de Zama trabajan juntos, cada día, en este extenso e importante proyecto. Me complace que estemos logrando un gran avance, juntos, como un solo equipo”, subraya Sylvain Petiteau, Vicepresidente del Proyecto Zama.

Zama es uno de los mayores descubrimientos mundiales en aguas someras de los últimos 20 años y fue el primer descubrimiento realizado por un consorcio internacional en México en 2017. Con unos recursos brutos estimados de 600 a 800 millones de barriles equivalentes de petróleo, se espera que Zama contribuya significativamente al suministro energético de México en los próximos 25 años, creando una actividad que apoyará el crecimiento del sector energético del país y generará un gran número de puestos de trabajo en los próximos años. Se espera que el yacimiento produzca hasta 180.000 barriles de petróleo al día en su punto álgido, lo que corresponde a alrededor del 10% de la producción total actual de petróleo de México.

Una vez finalizados estos estudios, la asociación de la unidad Zama procederá al proceso de licitación de los contratos de Ingeniería, Procura y Construcción (EPC, por sus iniciales en inglés), seguido de la Decisión Final de Inversión.

Wintershall Dea es el segundo mayor accionista del campo Zama después del operador Pemex y tiene, de acuerdo con la Resolución de Unitización de marzo de 2022, una participación inicial de 19.83%, mientras que Pemex cuenta con 50.43%, Talos Energy 17.35% y Harbour Energy 12.39%. 

Wintershall Dea en México

Wintershall Dea llegó a México en 2017. La empresa ha comenzado a explorar y producir hidrocarburos en México en 2018. Desde entonces, la compañía ha logrado establecerse como una de las principales empresas internacionales de upstream en México, con intereses en licencias en todas las fases de la cadena de valor de E&P.
Con una participación del 50 por ciento, Wintershall Dea es desde 2018 operador del campo petrolero en tierra Ogarrio, en producción. La empresa estatal mexicana Pemex es socia y posee las acciones restantes. Además, la empresa es socia en el yacimiento productor Hokchi. El último éxito fue un importante descubrimiento de petróleo en el Bloque 30 operado por Wintershall Dea («Prospecto Kan»), que se estima contiene entre 200 y 300 millones de barriles equivalentes de petróleo en sitio. Adicionalmente, Wintershall Dea tiene intereses materiales en otros bloques de exploración offshore situados en el Golfo de México, en tres de ellos funge como operador

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Genneia anunció inversiones por US$ 250 millones en Mendoza

Genneia, la empresa líder en energías renovables en nuestro país, se reunió con el gobernador de Mendoza para compartir el nuevo plan de inversiones en la provincia. la empresa desembarca en Mendoza con la construcción de sus dos primeros parques solares. Este plan incluye dos proyectos solares que le permitirá a la compañía seguir incrementando su capacidad instalada actual y mantener su crecimiento sostenido en el Mercado a Término de Energías Renovables (MATER), respondiendo a la alta demanda corporativa por energía verde.

El anuncio se llevó adelante en la Casa de Gobierno de la provincia de Mendoza y contó con la presencia de los directivos de Genneia encabezado por Jorge Brito, en representación de los accionistas; César Rossi, presidente; Bernardo Andrews, CEO y otros miembros de la compañía. Por parte de las autoridades provinciales, estuvieron presentes el gobernador Alfredo Cornejo, junto a Jimena Latorre, ministra de Energía y Ambiente de Mendoza.

Durante el encuentro, ambas partes conversaron sobre el plan de inversiones de Genneia en la provincia, el cual asciende a 250 millones de dólares y se ejecutará entre 2024 y 2025. El plan incluye la construcción de un nuevo parque solar en el departamento de Malargüe de 93 MW de capacidad instalada y que contará con más de 160.000 módulos fotovoltaicos en una superficie de 312 hectáreas. Esta obra requerirá una inversión total de 90 millones de dólares. Asimismo, se construirá el Parque Solar Anchoris en el departamento de Luján de Cuyo, que contará con una capacidad instalada de 180 MW, con cerca de 360.000 paneles solares, en un predio de 395 hectáreas. Este parque requerirá una inversión de 160 millones de dólares.

Estos proyectos evitarán la emisión de casi 300 mil toneladas de gases de efecto invernadero a la atmósfera y abastecerán de energía limpia a más de 160.000 hogares. En el aspecto social, se prevee que la construcción de ambos parques solares demande alrededor de 1.200 empleos en los picos de obra, y genere la formación de recursos humanos especializados para la operación y el mantenimiento de dichas operaciones, fortaleciendo además a la cadena de valor local.Asimismo, ambos proyectos, los primeros a gran escala en la provincia, acompañan la diversificación productiva encarada por el gobierno, que se encuentra embarcada en una fuerte estrategia de transición energética, que acompaña los desarrollos minero

Le damos la bienvenida en la provincia a Genneia, la empresa líder en energías renovables en el país”, dijo el Gobernador Cornejo y también expresó que “estas inversiones son fundamentales para posicionar a la provincia como líder en la transición energética y demuestra claramente el compromiso de Mendoza con el desarrollo económico y social, en armonía con el cuidado del ambiente”.

En esta línea, Bernardo Andrews, CEO de Genneia manifestó que “desde la compañía nos sentimos orgullosos de anunciar este plan de inversiones por 250 millones de dólares en la provincia de Mendoza, lo que marca claramente nuestra apuesta por seguir creciendo y mantener nuestro liderazgo en el apoyo a la transición energética, a la descarbonización de la industria y a la generación de empleo local”.

A principios de este año, GENNEIA alcanzó 1 GW (1.004 MW) de capacidad instalada, un logro nunca antes visto en nuestro país, el cual contribuye fuertemente a la descarbonización de la matriz energética argentina, colaborando con los compromisos de Argentina a nivel internacional.

Acerca de Genneia

Genneia es la compañía líder en la provisión de soluciones energéticas sustentables en Argentina, con un 19% del total de la potencia instalada, alcanzando el 21% de la generación de energía eólica y el 12% de la solar. Con la entrada en operación del Parque Solar Tocota III, alcanzó 1.004 MW de energía renovable consolidando su liderazgo en el sector de energías limpias y destacándose este logro como un hito nunca visto en el país.
Con sus parques eólicos Rawson, Trelew, Madryn, Chubut Norte, Villalonga, Pomona y Vientos de Necochea, la empresa cuenta con una potencia de 784 MW en energía eólica; y actualmente se encuentra avanzando en la construcción del Parque Eólico La Elbita en Tandil, donde se montarán 36 aerogeneradores de última generación con una potencia de 162 MW y que entrará en operación para fines del 2024. Entre sus tres parques solares, Genneia además cuenta con 220 MW de capacidad instalada, conformados por 520.000 paneles solares.

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YPF Luz montó los primeros aerogeneradores del Parque Eólico General Levalle

YPF Luz montó los primeros cinco aerogeneradores del Parque Eólico General Levalle, de 155 megawatts (MW) de capacidad instalada, que la compañía construye en Córdoba. Cada montaje implicó la instalación de cinco tramos de torres para alcanzar los 125 metros de altura de cada aerogenerador. Luego se instaló la góndola, el tren de potencia, el hub y por último, el set de palas que tienen un largo aproximado de 79 metros. “Se trata de un hito significativo en la industria, debido a que son los más grandes de Latinoamérica”, destacaron desde la firma.

Los equipos

Cada aerogenerador montado tiene una potencia de 6,2 MW, pesa 395 toneladas y tiene una altura total de 204 metros. Para llevar a cabo toda la logística se utilizó una grúa especial de 600 toneladas, asistida por otros equipos de menor tamaño, que dieron soporte a las maniobras de armado y ensamble.

Hasta la fecha, el proyecto lleva empleadas más de 700.000 horas de trabajo. Las condiciones de viento y atmosféricas fueron monitoreadas permanente para poder realizar el montaje dentro de la franja de seguridad aceptable.

“Este es un nuevo hito para nuestra compañía, que fue posible gracias al profesionalismo y trabajo articulado de todas las áreas involucradas en el proyecto. Sentimos una gran satisfacción al ver materializado este desafío. El montaje de los primeros aerogeneradores nos impulsa a seguir trabajando para ver el parque puesto en funcionamiento y superar todos los desafíos hasta ver la meta cumplida”, expresó Gonzalo Seijo, gerente de Ingeniería y Proyectos de YPF Luz.

La misma secuencia se implementará para los 20 aerogeneradores restantes que tendrá el parque en total. Luego comenzarán las actividades de terminación mecánica, pruebas y puesta en funcionamiento.

Características del Parque Eólico General Levalle

• Inversión: US$ 262 millones.

• Factor de capacidad: de 51,7%

• Potencia instalada: 155 MW.

• General Levalle I: 62 MW – 10 aerogeneradores.

 • General Levalle II: 93 MW – 15 aerogeneradores.

• Empleo en etapa de obra: 200 personas promedio, 400 en pico de obra.

• Superficie: 4.360 hectáreas.

• 350.000 TN CO2 evitadas de dióxido de carbono por año.

• Energía equivalente a las necesidades de 190 mil hogares.

• 1 subestación para conectar ambos parques al sistema interconectado nacional a través de una línea de 66 kV y de 132 kV que se vinculan a la ET Levalle de EPEC.

Características de los aerogeneradores

• Tecnología: Vestas (modelo).

• Capacidad instalada: 6,2 MW.

• Dimensiones: altura torre: 125m – Largo de pala de 79,35m. Altura total 204 metros.

• Peso: 360 toneladas.

, Redaccion EconoJournal

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Steven Koonin: “Vamos hacia un intento de tratar de transformar el sistema de energía sin haberlo pensado detenidamente en términos de costo, estrategia y consecuencias”

Steven Koonin, físico teórico estadounidense y ex subsecretario de Ciencia del Departamento de Energía durante la administración de Barack Obama, compartió su mirada sobre el cambio climático y las implicancias de las acciones que están llevando adelante los países a fin de combatirlo.

En su libro “El clima: no toda la culpa es nuestra”, Koonin brinda un análisis no alarmista sobre el calentamiento global en el que analiza cuál es la incidencia que tiene la actividad humana y cuestiona lo que cree la sociedad respecto a lo que dice la ciencia sobre el tema. 

Hace unos días viajó a la Argentina invitado por el Grupo Techint para participar de una reunión de transición energética que organizó el Grupo con directivos de sus empresas industriales provenientes de varios países del mundo -principalmente de la Argentina, Brasil, Chile, Estados Unidos, Italia, Medio Oriente, México, una iniciativa que atraviesa transversalmente a todas las unidades de negocio que integran la compañía (Tecpetrol, Ternium, Tenaris, Techint Ingeniería y Construcción, Tenova). En diálogo con EconoJournal y La Nación, el físico advirtió que hay regiones que se encuentran en desarrollo y que resulta necesario que utilicen sus recursos para abastecerse de energía. A su vez, se refirió al proceso de transición y expresó: “Vamos hacia un intento de tratar de transformar el sistema de energía sin haberlo pensado detenidamente en términos de costo, estrategia y consecuencias”. 

La propuesta de Koonin es cancelar el concepto de crisis climática, puesto que indica que aún no hay una crisis, pero que sí se debe reconocer el desafío que implica reducir las influencias humanas. También, que no se debe limitar el suministro de energía del mundo en desarrollo, sino que se debe promover el crecimiento y la resiliencia de los países y que se deben hacer mejores representaciones de la ciencia y las tecnologías ante los no expertos.

¿Cuál es el análisis que realiza sobre el cambio climático?

–Primero, la ciencia no dice lo que la mayoría de la gente piensa que dice. Las personas reciben una ciencia filtrada a través de resúmenes políticos, a través de los medios. Segundo, no hay una crisis climática. La ciencia dice que esto tal vez sea un problema, pero que no es algo que sea tan serio como para tener precedencia sobre muchos otros problemas que el mundo tiene hoy. Tercero, me parece que nos estamos tirando de cabeza y vamos hacia un intento de tratar de transformar el sistema de energía sin haberlo pensado detenidamente en términos de costo, estrategia y consecuencias no anticipadas. 

¿Los gobiernos están observando el cambio climático? 

–Sí, están observando el cambio climático en lugar de observar que hay gente que no puede comer o en lugar de observar la pobreza. Por ejemplo, hay 3.000 millones de personas de los 8.000 millones que hay en el mundo que hoy utilizan menos electricidad que la heladera estadounidense promedio. La persona promedio en Nigeria utiliza una trigésima parte de la energía que la que se usa en Estados Unidos en los refrigeradores. Creo que cualquier persona que haya trabajado o haya visitado estos países, que poseen deficiencia de energía, tiene una idea de lo difícil que es la vida sin una fuente de energía adecuada. Entonces yo diría que la primera prioridad, si a uno le interesa la raza humana como un todo, sería asegurar de que esa gente tenga la energía suficiente. Esta parte de la región todavía está en desarrollo y necesita empezar a usar recursos para generar energía. 

Reducción de emisiones en la Argentina

Koonin también se refirió a las políticas que llevan adelante las empresas del sector energético a fin de reducir las emisiones de dióxido de carbono y reducir el impacto ambiental. En esa línea, reflexionó sobre las iniciativas de reducción de emisiones que se quieren aplicar en la Argentina.

Nuestro país en este momento está tratando de poner en valor Vaca Muerta, un play de no convencional muy importante. Las empresas que están produciendo petróleo en esta formación están lanzando programas de cero emisiones para llevar a cabo este proceso de manera rápida. ¿Es correcta esta visión o se debería tratar de producir lo máximo posible primero?

–Las empresas van a terminar emitiendo o lo harán los clientes que usen ese petróleo. Ya sea que se trate de nafta o de combustible diésel. En una empresa como British Petroleum, donde yo trabajé, las emisiones del procesamiento del petróleo eran solamente el 10% de las emisiones totales del producto. Ahora, con respecto a si deberían estar haciendo esto o no, el petróleo es un commodity, entonces, más bien se trata de la actividad económica a través de una empresa, más que dar suministro al mundo. Creo que hay que verlo desde esa perspectiva. Si no lo hicieran, habría un poco menos en el mercado, alguien podría producir un poco más y como resultado de eso el precio podría subir un poco.

Hay algunos consumidores que demandan energías más limpias, que la producción sea más limpia. 

–Sí, claro. Está bien. La gente quiere hacer eso, pero se trata de una cuestión de cuánto dinero extra quieran pagar. Por eso, los estudios en los Estados Unidos y en Europa muestran que la gente está más que dispuesta a apoyar la Agenda Verde en lo abstracto. Pero en lo que tiene que ver con pagar por semana o por mes no está esa misma disposición.

 –¿Cree que hay espacio para todas esas iniciativas?

–Sí, claro. Si se puede ganar dinero haciendo eso, ¿por qué las empresas no lo harían? Una vez que se dan cuenta de que no están salvando el planeta, la diferencia no es muy importante. O sea, sólo se trata de algo que te puede hacer sentir bien. 

En cuanto al desarrollo global, algo que se ha planteado es que en cada país debería encontrarse la manera de poder desarrollar los recursos energéticos. ¿Eso implica desarrollar todas las fuentes disponibles, desde el carbón hasta la renovables, o hay alguna condición de borde que habría que atender en este momento?

–Creo que es muy difícil para la comunidad internacional decirle a un país qué es lo que no se puede hacer en lo que tiene que ver con la energía y con lo que respecta a la disponibilidad. El científico, Roger Pinckham, ha hecho un estudio sobre lo que se llama la Ley de hierro de la energía que tiene que ver con esto. Los países van a hacer lo que necesiten hacer para obtener energía. Entonces, es un shock para mí cuando, por ejemplo, el Banco Mundial le dice a Vietnam que no va a financiar una planta de carbón porque contamina. Creo que Vietnam necesita tanta energía como pueda tener.  Y si el Banco Mundial le dice que no, China va a intervenir y lo van a terminar haciendo igual. Creo que es muy difícil decirle a un país qué hacer a menos que puedan hacer la diferencia. Y de hecho lo dicen, si escuchan a Modi en India, él dice “vamos a hacer lo que tengamos que hacer para obtener energía”. 

¿Cuál es la recomendación que tiene para la Argentina? ¿Qué es lo que se debería hacer?

–Yo no conozco cuál es la situación energética argentina. Sí sé que tienen tres plantas nucleares en operación. Si lo que quieren es reducir las emisiones en electricidad, creo que esa es una muy buena alternativa. Una pequeña planta nuclear. No sé hasta qué punto están utilizando energía eólica, pero tienen que recordar que si producen este tipo de energía necesitan algún tipo de backup también. Y eso representa un costo extra si quieren reducir el uso del gas o las plantas de carbón. Con respecto al transporte, mi sensación es que las distancias son muy grandes, entonces la electrificación no es algo muy fácil. 

Uno de los problemas que vemos en los Estados Unidos y en Europa es que la gente que realmente comprende el sistema de energía, que lo desarrolla, que lo opera, queda fuera de las discusiones acerca de cómo debería evolucionar, es decir, los expertos técnicos. Y creo que, si involucramos a esas personas, que muchas veces son gente de buena voluntad, sería algo muy positivo.

Impuestos

Koonin también analizó los pormenores de los impuestos al carbono y dio cuenta de cuáles son las razones que poseen los actores del sector para producir energía más limpia.

Muchos países están aplicando medidas como el impuesto al carbono, ¿esto se puede justificar en alguna situación? ¿Tiene sentido para los países en desarrollo?

–En el caso de países en desarrollo no. Creo que en países desarrollados el problema con el impuesto al carbono se puede explicar porque hay tres cosas que se deberían estar haciendo y no se hacen.  Una es que tiene que ser predecible. No necesariamente constante, pero predecible. Lo segundo es que tiene que ser universal, en todos los aspectos de la economía, porque en los transportes no hace mucha diferencia tener un impuesto al carbono. Lo tercero es pensar qué se va a hacer con el dinero. En los Estados Unidos tenemos una cantidad bastante significativa de dinero, estamos hablando de 6.000 millones de toneladas de CO2 por año a 40 dólares por tonelada, lo que representaría 240.000 millones de dólares. Es mucho dinero. Incluso para los Estados Unidos es mucho dinero. Ahora, ¿vamos a confiar en el Congreso para distribuir razonablemente esa suma? No. 

También, está el espacio internacional donde hay impuestos en los países y eso hace que los bienes sean más caros. Eso ya no sé cómo se arregla. La gente habla de ajustes en la frontera, pero me parece a mí que es una perspectiva bastante complicada.

¿Qué análisis realiza sobre la administración de Joe Biden?

–Creo que muchas de las políticas han sido mal planeadas y mal pensadas. Por ejemplo, la Ley de reducción de la inflación. Grandes subsidios para energía solar y eólicas, cuando esos tipos de energías ya son las más baratas y no tiene sentido subsidiarlas. También, las restricciones en las exportaciones de gas natural, algo totalmente contraproducente. Creo que las partes de investigación y desarrollo de esa ley son buenas. Tendrían que poner dinero de investigación y desarrollo en energía nuclear, en almacenamiento de la energía, en informática de la red. Creo que todo eso es bueno, pero hay demasiada eólica y creo que subsidiar vehículos eléctricos tampoco es algo que valga la pena. Nadie quiere comprarlos. Creo que es totalmente político. 

Exportación de LNG

Por último, Koonin brindó su análisis sobre las políticas implementadas por el gobierno de Joe Biden y el freno de Estados Unidos al otorgamiento de nuevos permisos de exportación de Gas Natural Licuado.

Respecto al freno de en cuanto al otorgamiento de nuevos permisos de exportación de LNG, ¿cuánto de esa decisión tiene que ver con la política?

–Eso es algo totalmente político. Todo el mundo sabe que después de las elecciones eso va a cambiar, pero ahora sí causa problemas porque los negocios quieren tener tanta certeza como puedan a la hora de realizar sus inversiones, que duran múltiples décadas. Entonces esto realmente tiene una influencia en la voluntad de hacer esas apuestas. Creo que el aprovechamiento de las reservas estratégicas de gasolina lo están liberando para mantener los precios baratos para el verano. Lamento mucho que esté haciendo esto. 

Muchas personas hablan sobre los efectos del cambio climático. ¿Cómo observa esto? 

–Los medios se suben a todas las posibles catástrofes y plantean que es un tema climático. Hace dos veranos tuvimos muchas inundaciones en Pakistán. Mucha gente falleció. Dos días después del evento, el ministro de Medio Ambiente de Pakistán salió en la televisión y dijo que fue por el CO2 y que se les debía dinero por eso. También dijo que fueron las peores inundaciones que tuvieron desde 1960. Los británicos tenían registros desde 1850 y el monzón de ese año no fue particularmente infrecuente si lo comparamos con los años anteriores. Lo que lo hizo diferente esta vez es que las montañas en Pakistán habían sido privadas de árboles. Entonces hubo muchísima más gente que vivía en planicies que se podían inundar y donde no deberían haber estado. Entonces, por supuesto, la catástrofe fue causada por humanos, pero no lo hizo nada de orden climático. Eso tiene que ver con la mala infraestructura. Con el incendio de Maui ocurrió lo mismo. El peligro existía. Había mucha vegetación. Había reportes. La gente que vivía ahí decía que era un peligro. Y el evento climático que lo precipitó no era inusual. Los medios se suben a eso. Lo hacen porque como noticia es maravilloso y lo propagan.

¿Cuál es el mensaje que tiene para los jóvenes que es el grupo que está detrás de esta agenda de transformar radicalmente la manera en la que producimos energía en el mundo? Cuando analiza la situación climática, ¿qué es lo que le preocupa?

–Yo veo el registro histórico. Durante los últimos 120 años, hemos visto tanto calentamiento como el que las Naciones Unidas está proyectando, es decir, 1.3 grados. En los últimos 120 años, la humanidad ha prosperado como nunca antes en su historia. La esperanza de vida pasó de 52 a 73 años. El PBI per cápita crece por siete. La tasa de alfabetismo crece hasta el 80%. Las tasas de muerte por clima extremo bajaron en un factor de 50, a pesar o tal vez por el calentamiento global. No pienso que otros 1.3 grados vayan a descarrilar todo esto. 

Las sociedades funcionan. Nos adaptamos. Yo le pregunté a los expertos qué es lo que realmente les preocupaba y no pueden dar una buena respuesta. Dicen que va a pasar algo malo, pero que no saben qué será ni cuándo va a pasar. Hay todo un abanico de cosas malas. Es muy difícil imaginar algo en la escala de una pandemia, un asteroide, una llamarada solar. Creo que tenemos que desarrollar la mayor parte de la humanidad al punto de que sean más resilientes. Hay cosas que nos complican, pero tenemos que saber manejarlas y adaptarnos. Creo que manejamos bien la pandemia. 

¿Qué le decimos a los jóvenes? No se crean todo lo que escuchan. Esto uno lo aprende cuando se hace mayor. La humanidad mejora y mejora. Si quieren cambiar el sistema energético por preocupaciones con el clima, más vale que lo entiendan primero. Yo enseñaba en NYU, a nivel máster, un curso de clima y uno de energía, y allí utilizaba solamente material oficial. Datos, observaciones, modelos. En las clases cuando los estudiantes salían se iban con los ojos abiertos. Eso es lo que yo haría. En el caso de la gente joven, yo tenía un alumno de 16 años que estaba absolutamente convencido que se venía al fin del mundo y yo le dije que lo debía mandar a otros lugares para que vea cómo viven allá.

, Redaccion EconoJournal

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Pablo Bizzotto: “El RIGI hace falta para pasar de un desarrollo por goteo a uno masivo”

Fue vicepresidente ejecutivo de Upstream de YPF en tiempo de Galuccio y trabajó 13 años en Pan American Energy (PAE), de la familia Bulgheroni; hoy lidera Phoenix Global Resources, que se expande en la Argentina. Marco Dunand y Daniel Jaeggi fundaron en 2004 Mercuria Energy Group, una de las empresas independientes de energía más grandes del mundo, con sede en Suiza y con ingresos brutos de US$140.000 millones. En 2014 la compañía compró la unidad de comercialización de commodities del banco JP Morgan Chase por US$3500 millones. Unos años antes, en 2009, hizo su primera incursión en la Argentina, bajo […]

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YPF recibió más de 60 ofertas para la venta de 30 áreas maduras de hidrocarburos

Según pudo saber Energy Report, las ofertas fueron presentadas por más de 30 compañías nacionales e internacionales. Ahora se abre una etapa de análisis de propuestas y negociaciones finales. YPF cerró este viernes al mediodía la etapa de recepción de ofertas para la venta de sus bloques convencionales maduros, en el marco de lo que bautizaron el Proyecto Andes. Según informó la compañía, se recibieron más de 60 ofertas de parte de más de 30 compañías nacionales e internacionales. «Demuestra el interés y el éxito de la propuesta de la compañía en el mercado», sostuvieron. Al momento del cierre se […]

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Un consorcio liderado por Total Energies inició un nuevo proyecto de perforación marina en la Antártida

La plataforma Noble Regina Allen, situada a 60 kilómetros de la costa de Tierra del Fuego, es el equipo elegido por Total Energies y sus socios Wintershall Dea Argentina y Pan American Energy para perforar los tres pozos horizontales de costo posterior. Esta es la etapa final antes de que el proyecto entre en producción. Fénix es la principal iniciativa de gas convencional que se ejecuta actualmente en el país, con proyecciones que indican que se producirán 10 millones de metros cúbicos diarios de gas natural. Al finalizar la perforación para su conexión con los tres pozos productores de gas […]

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Fin a la paradoja Vaca Muerta: construirán gasoducto para llevar gas por red a Añelo

El gasoducto de 6 pulgadas esta obra no sólo permitirá llevar gas a los habitantes de Añelo, sino que generará las condiciones para la instalación de empresas y nuevos comercios. Añelo. El gasoducto no solo abastecerá el consumo domiciliario de la zona junto al potencial crecimiento urbano, sino que permitirá la radicación de comercios o empresas que utilicen el gas como materia prima. Añelo. El gasoducto no solo abastecerá el consumo domiciliario de la zona junto al potencial crecimiento urbano, sino que permitirá la radicación de comercios o empresas que utilicen el gas como materia prima. YPF se propuso terminar […]

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La producción de litio aumentó casi un 50% en el primer trimestre y se extendió por toda la industria minera

El sector minero aumentó de 9,7% en continuidad con el mismo período del año anterior durante el primer cuatrimestre; Sin embargo, no todas las ramas de actividad tuvieron el mismo rendimiento. Sin duda, la “estrella” del primer cuatrimestre del año fue el litio, que mejoró a un nivel muy superior al del resto de la industria. El Instituto Nacional de Estadísticas y Censos (Indec) publicó un informe que mostró una mejora del 40,6% en abril y un recuento del 49,7% durante el primer cuatrimestre completo en la extracción de carbonato de litio y otros minerales de litio. El resultado es […]

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YPF Construirá un gasoducto que beneficiará a los habitantes de Añelo

El anuncio se realizó en la apertura de la Segunda Mesa Sectorial de Vaca Muerta. La obra permitirá la provisión de gas a la localidad. El gobernador Rolando Figueroa destacó el anuncio de inversión de YPF para la construcción de un gasoducto que beneficiará a toda la comunidad de Añelo. Así lo informó Gustavo Gallino, vicepresidente de Infraestructura de YPF, en el ámbito de la segunda Mesa Sectorial de Vaca Muerta, que se realizó en Casa de Gobierno y que reunió al gobernador Figueroa, a funcionarios provinciales y representantes de distintas empresas. Figueroa celebró la adhesión de todas las empresas […]

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Genneia invertirá 250 millones de dólares para construir dos parques solares en Mendoza

Genneia, la empresa dedicada a las energías renovables en la Argentina, se reunió con el gobernador de Mendoza, Alfredo Cornejo, para compartir el nuevo plan de inversiones de la compañía en la provincia que contempla la construcción de dos parques solares y una inversión de 250 millones de dólares.

Uno de los parques estará ubicado en el departamento de Malargüe y contará con 93 megawatts de capacidad instalada y con más de 160.000 módulos fotovoltaicos en una superficie de 312 hectáreas. Esta obra requerirá una inversión total de US $90 millones de dólares. Asimismo, se construirá el Parque Solar Anchoris en el departamento de Luján de Cuyo, que contará con una capacidad instalada de 180 MW, con cerca de 360.000 paneles solares, en un predio de 395 hectáreas y requerirá una inversión de 160 millones de dólares.

“Este plan incluye dos proyectos solares que le permitirán a la compañía seguir incrementando su capacidad instalada actual y mantener su crecimiento sostenido en el Mercado a Término de Energías Renovables (MATER), respondiendo a la alta demanda corporativa por energía verde”, destacaron desde Genneia.

El anuncio se llevó adelante en la Casa de Gobierno de la provincia de Mendoza y contó con la presencia de los directivos de Genneia encabezado por Jorge Brito, en representación de los accionistas; César Rossi, presidente; Bernardo Andrews, CEO y otros miembros de la compañía. Por parte de las autoridades provinciales, estuvieron presentes el gobernador Cornejo, junto a Jimena Latorre, ministra de Energía y Ambiente de Mendoza.

Los proyectos

Estos proyectos evitarán la emisión de casi 300 mil toneladas de gases de efecto invernadero a la atmósfera y abastecerán de energía limpia a más de 160.000 hogares. En el aspecto social, se prevé que la construcción de ambos parques solares demande alrededor de 1.200 empleos en los picos de obra, y genere la formación de recursos humanos especializados para la operación y el mantenimiento de dichas operaciones, fortaleciendo además a la cadena de valor local.

Asimismo, ambos proyectos, los primeros a gran escala en la provincia, acompañan la diversificación productiva encarada por el gobierno, que se encuentra embarcada en una fuerte estrategia de transición energética, que acompaña los desarrollos mineros, remarcaron desde la firma.

“Le damos la bienvenida en la provincia a Genneia, la empresa líder en energías renovables en el país”, afirmó Cornejo. También expresó que “estas inversiones son fundamentales para posicionar a la provincia como líder en la transición energética y demuestra claramente el compromiso de Mendoza con el desarrollo económico y social, en armonía con el cuidado del ambiente”.

En esta línea, Andrews manifestó que “desde la compañía nos sentimos orgullosos de anunciar este plan de inversiones por 250 millones de dólares en la provincia de Mendoza, lo que marca claramente nuestra apuesta por seguir creciendo y mantener nuestro liderazgo en el apoyo a la transición energética, a la descarbonización de la industria y a la generación de empleo local”.

A principios de este año, Genneia alcanzó 1 GW (1.004 MW) de capacidad instalada, un logro nunca antes visto en nuestro país, el cual contribuye fuertemente a la descarbonización de la matriz energética argentina, colaborando con los compromisos de Argentina a nivel internacional.

, Redaccion EconoJournal

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WPC ENERGY anuncia el anfitrión de su 26º Congreso en 2028 junto con la transición del ciclo de Congreso trienal a bienal

WPC Energy, una organización líder dentro del sector energético global, se complace en anunciar que nuestro Congreso emblemático, celebrado por primera vez en Londres en 1933, pasará a un ciclo bienal, reemplazando el actual ciclo trienal. Este cambio estratégico entrará en vigor después del 25º Congreso de Energía del WPC, que se celebrará en RIAD, ARABIA SAUDITA, del 26 al 30 de abril de 2026. La decisión de pasar a un ciclo bienal surge de nuestro compromiso de seguir más de cerca los acontecimientos que afectan el panorama energético en rápida evolución, como los avances en las tecnologías, las fluctuaciones […]

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Operadora De Origen Comodorense Pugna Por Un Área De YPF

En su retirada de la cuenca, YPF ofrece áreas de adquisición, y el grupo es uno de los actores de peso que se suma a la propuesta. es la primera operadora registrada en la ciudad. Posee experiencia laboral proveniente de Canadá y un fuerte compromiso de invertir en Comodoro con el objetivo de producir, generar empleos y contribuir a la comunidad. El operador San Martín Energía está compuesto por cuatro compañías: una tiene capital nacional y es de origen en Comodoro Rivadavia, mientras que las otras tres son de origen canadienses y han optado por apostar fuertemente a nivel regional, […]

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«Vaca Muerta está operando al límite»

Luciano Fucello, presidente de la Fundación Contactos Energéticos y Country Manager de NCS Multistage, analizó los números del fracking en la Cuenca Neuquina y puso el foco en temas clave: la falta de equipos de perforación y las demoras en la Ley Bases. En el mes de mayo se realizaron 1584 etapas de fracturas con objetivo shale, casi un 7% menos que en abril. En el mes de mayo se realizaron 1584 etapas de fracturas con objetivo shale, casi un 7% menos que en abril. El crecimiento del fracking en Vaca Muerta va en sintonía con el récord de producción […]

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Kachi: cómo funcionará el primer proyecto de litio sostenible

Ubicado en el triángulo del litio, el proyecto Kachi abarca 2200 km2 y es uno de los 15 que están avanzando en Catamarca. Este año comenzó con buenos augurios para la dinámica productiva del litio argentino. Hay datos alentadores de exportaciones y en Catamarca hay un proyecto que está avanzando a paso firme: Kachi. La iniciativa comenzaría en 2027, alcanzaría su plena capacidad a fines de 2028 y se estima una producción anual de 25.000 toneladas de LCE. Ubicado en el triángulo del litio, el proyecto Kachi abarca 2200 km2 y es uno de los 15 que están avanzando en […]

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El ENRE modificó la normativa para usuarios electrodependientes por razón de salud: los principales cambios

El Gobierno actualizó la normativa relativa a la provisión de la Fuente Alternativa de Energía, que pueden solicitar los usuarios de Edenor y Edesur inscriptos en el Registro de Electrodependientes. Este registro permite al Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE) agilizar los reclamos y garantizar una respuesta rápida de las distribuidoras eléctricas ante cortes de energía. La medida se da en el marco del plan económico de ajuste del presidente Javier Milei.

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Gas: avanzan las perforaciones submarinas en el proyecto Fénix frente a Tierra del Fuego

Se trata de la principal iniciativa de gas convencional en curso en el país, que a fines de 2024 empezará a producir 10 millones de metros cúbicos por día, cerca del 8% del total actual.

TotalEnergies junto con sus socios Wintershall Dea Argentina y Pan American Energy comenzaron las actividades de perforación de los tres pozos productores de gas natural del Proyecto Fénix, un desarrollo gasífero offshore frente a las costas de Tierra del Fuego que tuvo su anterior hito en febrero, cuando se terminó de montar la plataforma de producción fabricada en Italia.

Según un reciente comunicado, la perforación del primero de estos tres pozos horizontales se inició el 24 de mayo, marcando el comienzo de la última etapa previa a la producción.

Según el cronograma, completar las excavaciones submarinas llevará aproximadamente siete meses.

La plataforma para la excavación llegó desde el Mar del Norte a bordo de un barco de carga pesada, en un viaje de 14 mil kilómetros que se completó en 35 días.

Se espera que estos trabajos culminen a finales de 2024, momento en el que se estima una producción de 10 millones de metros cúbicos de gas natural por día, lo cual representará cerca del 8% de la producción actual de gas del país.

Una vez en funcionamiento, el gas será transportado a través de un gasoducto que se conectará a la plataforma costa afuera Vega Pléyade. Posteriormente, el gas será procesado y acondicionado en la planta de Río Cullen, antes de ingresar al Gasoducto San Martín.

El desarrollo offshore en la Argentina está en crecimiento de la mano de este proyecto y de los emprendimientos en Mar del Plata.

Las perforaciones submarinas

Los tres pozos se excaban con una plataforma de perforación Noble Regina Allen, también conocida como jackup rig, que llegó al país tras un traslado transoceánico de más de 14.000 kilómetros, desde el Mar del Norte, en solo 35 días, a bordo de un buque de carga pesada. Al arribar, fue descargada en la zona de operación del proyecto.

«Tras la exitosa instalación de la plataforma de producción en febrero y el extenso y detallado trabajo de preparación para la campaña de perforación en los últimos meses, estamos entusiasmados de comenzar la siguiente fase en el desarrollo de Fénix«, dijo Manfred Boeckmann, director general de Wintershall Dea Argentina.

El directivo añadió que están avanzando de manera prometedora para la puesta en producción.

Proyecto Fénix, el principal de gas convencional en el país

Con una inversión de 700 millones de dólares, el Proyecto Fénix es actualmente el principal desarrollo de gas convencional en Argentina.

Esta iniciativa costas afuera es fundamental para aumentar la producción doméstica de gas, y se espera que sus volúmenes contribuyan al suministro energético del país durante más de 15 años.

Las actividades offshore del Proyecto Fénix se llevan a cabo simultáneamente con las operaciones de producción en la Cuenca Marina Austral, gestionadas por Total Austral, la filial argentina de TotalEnergies.

El proyecto Fénix prevé una producción de 10 millones de metros cúbicos de gas natural por día, lo cual representará cerca del 8% de la producción actual de gas del país.

Esta cuenca, la más austral del mundo, ha sido un foco de producción de gas desde la década de 1970, produciendo actualmente alrededor de 20 millones de metros cúbicos de gas por día, lo que equivale al 15% de la producción nacional.

Fue declarado de interés por las provincias de Tierra del Fuego y Santa Cruz, así como por el Parlamento Patagónico.

Además, se espera que impulse la reactivación de los puertos de Puerto Deseado y Punta Quilla, en Santa Cruz, aumentando su operatividad.

Cómo es el equipo que realiza la perforación

TotalEnergies precisó que el equipo elegido para la perforación «es líder en la industria y está especialmente preparado para operar en condiciones climáticas complejas«.

Cuenta con una amplia cubierta de 8.570 metros cuadrados, una capacidad de carga de 3.500 toneladas y puede perforar hasta una profundidad de 35.000 pies, lo que le asegura autonomía bajo las desafiantes condiciones del Atlántico Sur.

La plataforma Noble Regina Allen fue ensamblada mediante un sistema especial que posicionó la unidad sobre la estructura de producción Fénix, instalada en febrero pasado.

El equipo responsable de la perforación de los tres pozos horizontales está compuesto por 120 personas.

La mitad de estos profesionales son de origen argentino, pertenecientes a diversas compañías especializadas en la perforación y terminación de pozos.

 

 

Fuente: https://chubutline.com/gas-avanzan-las-perforaciones-submarinas-en-el-proyecto-fenix-frente-a-tierra-del-fuego/

 

 

 

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Las 5 rutas que diseña Argentina para llegar a Brasil con el gas de Vaca Muerta

“Tenemos que juntar al novio con la novia, esa es la misión”, sostienen en la Secretaría de Energía respecto al desafío de conectar Vaca Muerta con la demanda industrial de Brasil y así pegar un salto en la exportación de gas.

Para eso, el equipo de Eduardo Rodríguez Chirillo evalúa cinco rutas diferentes para llegar al país vecino, muchas de las cuales podrían construirse en simultáneo. “Son complementarias, con excluyentes”, afirman.

La que tiene el mayor consenso de la industria dado que requiere una menor inversión es el camino vía Bolivia. “Tenemos que aprovechar la capacidad ociosa de 20 MMm3/d que tienen los bolivianos hacia Brasil por el declino de su producción”, dicen desde el Gobierno.

Para eso, no sería suficiente esta primera etapa de Reversión del Gasoducto Norte que permitirá enviar unos 19 MMm3/d de Neuquén hacia el NOA, ya que gran parte de ese volumen sería consumido por la demanda argentina y apenas quedaría un saldo excedente de entre 6 y 9 MMm3/d solamente durante el verano. En consecuencia, habría que encarar una segunda fase de la reversión financiada por el capital privado para sumar entre loops y nuevas plantas compresoras otros 10 MMm3/d.

La opción de Paraguay

Como Bolivia está pidiendo un número demasiado alto de peaje como contraprestación para dejar utilizar sus gasoductos, Paraguay aprovechó la oportunidad para plantear una alternativa que no pise suelo boliviano y trace una diagonal desde Salta hasta Campo Grande, Brasil. Como informó +e, el proyecto requiere 1.500 millones de dólares de inversión y permitiría transportar 15 MMm3/d.

Otro camino a través de Paraguay sería desde Formosa aprovechando la infraestructura del GNEA. La ventaja de esta ruta es que la cantidad de kilómetros a construir sería menor, se pasa por Asunción donde también se puede abastecer un volumen interesante de demanda y se llega a la misma ciudad de Campo Grande para conectarse con el gasoducto que llega hasta San Pablo.

Cualquiera de estas tres alternativas permitiría abastecer la demanda industrial de San Pablo y la del estado de Mato Grosso do Sul que, según el consultor Álvaro Ríos Rocca, tiene el costo energético más alto de Brasil al abastecerse con GLP.

Las tres vías restantes a Brasil

Ya las otras dos rutas apuntan al mercado de Rio Grande do Sul, Santa Catarina y Paraná que necesita entre 10 y 20 MMm3/d. La primera necesitaría la construcción de la segunda etapa del GPNK y un caño adicional entre Uruguayana y Porto Alegre. El tramo 2 del GPNK se licitaría dentro de 30 a 60 días junto a tres plantas compresoras (Casa de Piedra, Chacharramendi y Doblas) para elevar la capacidad de transporte a casi 40 MMm3/d, según indicaron fuentes oficiales a este medio.

El otro camino sería a través de Uruguay, país con el cual ya existe una conexión mediante el Gasoducto Cruz del Sur inaugurado en el 2002 que une la localidad de Punta Lara con Colonia del Sacramento de forma subfluvial y de ahí recorre casi 150 kilómetros hasta Montevideo. El tramo que faltaría construir sería entre la capital uruguaya y Porto Alegre, más algunas plantas compresoras para elevar la capacidad de transporte del caño que fue ideado para llevar apenas 5 MMm3/d.

“Brasil está dispuesto a financiar la infraestructura. Necesitan nuestro gas”, se entusiasman desde Casa Rosada, a pesar de que las negociaciones con el país vecino llevan varios años y todavía no se lograron avances concretos para ninguna de estas trazas.

Fuente: https://mase.lmneuquen.com/gas/las-5-rutas-que-disena-argentina-llegar-brasil-el-gas-vaca-muerta-n1119174

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Crisis del gas: 3 datos sobre la producción, la importación y el consumo en la Argentina

  • El Gobierno nacional debió suspender este miércoles el suministro de gas a algunas industrias, estaciones de GNC y centrales termoeléctricas debido a problemas de abastecimiento por fallas en la red de distribución y demoras en la compra de gas importado.
  • El pico de producción de gas en la Argentina ocurrió en 2004. Luego, se produjo un declive que se revirtió a partir de 2015. Las importaciones se redujeron en la última década, y el GNL cobró mayor importancia que el gas comprado a Bolivia.
  • Más del 60% del gas distribuido en el país es destinado a las centrales eléctricas y la industria. El consumo residencial explicó el 24% del total consumido el año pasado.

El Gobierno nacional debió suspender este miércoles el suministro de gas a algunas industrias, estaciones de GNC y centrales termoeléctricas debido a problemas de abastecimiento por fallas en la red de distribución y demoras en la compra de gas importado.

Según informó el Ministerio de Economía, la suspensión del servicio para la demanda considerada “no prioritaria” obedeció a resguardar el abastecimiento para servicios esenciales como comercios, escuelas, hospitales y hogares. No obstante, el Gobierno señaló que la totalidad del abastecimiento se regularizará “a lo largo del día”.

En esta nota te contamos por qué se suspendió el suministro a algunos sectores, cuánto gas se produce en nuestro país, cuánto se importa y cómo se distribuye el consumo de gas en la Argentina.

 

¿Por qué se suspendió el suministro de gas?

Según informó el Gobierno nacional, la suspensión parcial del suministro de gas se debió principalmente a 3 factores: problemas en el transporte de gas dentro de la Argentina, inconvenientes administrativos que demoraron la importación de un cargamento de gas natural licuado (GNL) desde Brasil y las bajas temperaturas, que consideró “excepcional” para el mes de mayo.

En cuanto a los problemas de distribución, señaló que “hubo fallas en las plantas compresoras de San Luis y Córdoba, lo que provocó la reducción de la provisión de gas”.

Además, el Gobierno nacional alegó un “contratiempo administrativo” que impidió que un barco de la empresa estatal brasileña Petrobras descargara en el puerto de Escobar un cargamento de GNL (un tipo de gas que se transporta en estado líquido y luego se regasifica para introducir al sistema).

Según indicó la empresa estatal Energía Argentina (ENARSA), el buque se encontraba en el puerto desde el martes por la tarde, pero no inició el proceso de descarga debido a “una disconformidad del proveedor respecto a la carta de crédito, a pesar de que la misma fue emitida en los términos requeridos por el proveedor”.

Finalmente, el Gobierno indicó que se registró un aumento de la demanda debido a “las excepcionales condiciones meteorológicas del mes de mayo”, y reconoció que también existieron “demoras en las obras de infraestructura programadas por la administración anterior”.

Al respecto, Santiago Urbiztondo, economista Jefe de la Fundación FIEL y especialista en temas energéticos, señaló a Chequeado que si bien la construcción del gasoducto Néstor Kirchner aumentó en un 10% el volumen de gas transportado, quedaron pendientes obras que permitirían ampliar aún más su capacidad.

La producción de gas en el país

Como se explica en esta nota, la producción de gas en nuestro país creció casi de forma continua hasta alcanzar su pico histórico en 2004, cuando se produjeron más de 52 mil millones de metros cúbicos. Sin embargo, tras ese pico, la producción nacional de gas se redujo y en 2014 tocó su piso más bajo en más de 20 años.

 

 

A partir de 2015, la producción volvió a aumentar y, salvo caídas puntuales registradas principalmente en 2020 y 2021 (años en los que la actividad estuvo fuertemente afectada por las restricciones impuestas por la pandemia del coronavirus), continúa creciendo. En 2023, la producción total alcanzó los 48,1 mil millones de metros cúbicos.

¿Cuánto gas importa la Argentina?

Urbiztondo explicó a Chequeado que “la producción doméstica de gas alcanza y sobra para el consumo habitual, excepto en el invierno, cuando la estacionalidad del consumo es muy grande”.

El especialista señaló que la producción local de gas “alcanzaría para atender la demanda, sobre todo con los nuevos recursos de Vaca Muerta, pero falta infraestructura de transporte”. Ante este escenario nuestro país se ve obligado a importar gas en invierno.

Históricamente la Argentina importaba gas desde Bolivia, pero Urbiztondo indicó que “la capacidad de producción de gas de Bolivia se fue reduciendo”, por lo que comenzó a utilizarse como alternativa “la importación de barcos de gas licuado que se regasifican en los puertos de Bahía Blanca y de Escobar”.

 

 

De acuerdo con los datos oficiales, la importación de gas se redujo un 57% en los últimos 10 años. En 2023, además, cobró mayor importancia el peso del GNL sobre el total importado: el 52,9% provino de barcos regasificadores, mientras que el restante 47,1% fue importado desde Bolivia. En 2020, en tanto, la importación desde el país vecino había explicado el 74,5% del total.

¿Qué sectores consumen más gas?

De acuerdo con datos oficiales, más del 60% del gas que se distribuye en el país es consumido por las centrales eléctricas y la industria. 

En 2023 (último dato disponible), las centrales eléctricas consumieron 13,1 mil millones de metros cúbicos (el 32,1% del total). En tanto, a la industria se destinaron 12,8 mil millones de metros cúbicos de gas (el 31,5% del total).

 

Les siguieron el consumo residencial (al que se le destinó 9,8 mil millones de metros cúbicos, el 24,1% del total) y el GNC (utilizado como una alternativa a la nafta), que consumió 2,2 mil millones (5,5%). Completan la distribución del gas natural los comercios (3,4%); los subdistribuidores de gas (2,2%) y los entes oficiales (1,2%).

 

 

 

Fuente: https://chequeado.com/el-explicador/crisis-del-gas-3-datos-sobre-la-produccion-importacion-y-consumo-en-la-argentina/

 

 

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TotalEnergies prepara nuevos proyectos renovables para el Mercado a Término de Argentina

TotalEnergies planea seguir crecimiento en el sector de las energías renovables de Argentina y buscará hacerlo a través del Mercado a Término (MATER), donde recientemente la Compañía Administradora del Mercado Eléctrico Mayorista SA (CAMMESA) adjudicó casi 1300 MW con prioridad de despacho.

“Espero que antes de fin de año podamos estar en alguna ronda del MATER. Trabajamos para ello y seguimos apostando por la energía solar y eólica, sumado a que también evaluamos algunos proyectos de otras tecnologías”, confirmó Martín Parodi, managing director de TotalEnergies.

“Estamos con varios proyectos en desarrollo en el norte y sur del país e intentamos encontrar el mejor recurso donde haya disponibilidad de red o teniendo en cuenta el curtailment con alguna inversión en el sistema”, agregó durante un evento.

La compañía continuará el camino del parque solar Amanecer (14 MWp) que fue adjudicado con prioridad de despacho del MATER durante el cuatro trimestre del 2021 y que actualmente se encuentra en construcción en la provincia de Catamarca.

Por lo que, una vez concretado el PS Amanecer y si logra asignación con algún otra central, la TotalEnergies aumentará su capacidad renovable operativa en Argentina, la cual actualmente es de 278,4 MW repartidos en una planta fotovoltaica (Caldenes del Oeste – 30 MW) y tres parques eólicos (Mario Cebreiro, Vientos Los Hércules y Malaspina de 100 MW, 98 MW y 50,4 MW, respectivamente)

“También miramos baterías en algunos lugares, son más fáciles en proyectos off-grid. Mientras que el hidrógeno verde avanzará en algún momento y ojalá nos ayude la propia ley de H2, el Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) o cualquiera sea el marco normativo”, complementó Parodi.

De todos modos, el managing director de TotalEnergies reconoció una serie de retos para que las renovables tengan un mayor crecimiento en Argentina, desde la falta de capacidad de transporte disponible hasta cuestiones de financiamiento.

“La capacidad en la red es el cuello de botella principal para el avance de las renovables. Se puede construir en lugares donde hay espacio, pero son espacios donde el recurso no es tan bueno y por ende baja la rentabilidad del proyecto, o mismo porque la demanda no acepte pagar un poco más de lo que estamos acostumbrados”, subrayó.

“Y para que la rentabilidad de los proyectos sea mejor, necesitamos financiación externa comparable con Chile, por ejemplo, donde se financia al 4-5%”, añadió.

Mientras que por el lado de las oportunidades, más allá del Mercado a Término para abastecer a los  Grandes Usuarios del Mercado Eléctrico Mayorista (que ya  ya acumula 118 proyectos renovables con prioridad de despacho por suman 5861,4 MW), el especialista apuntó a la vinculación con la minería y nuevos nichos de mercado.

“Demanda hay, principalmente off-grid más allá del MATER. El sector minero quiere tener un perfil cada vez más verde y es algo positivo como sector energético y como país, pero se encuentran en lugares difíciles de llegar y de conectarse a la red. Incluso, muchas mineras están planeando realizar líneas de transmisión de 200-300 kilómetros y otras que no”, declaró.

 

Fuente: https://www.energiaestrategica.com/totalenergies-prepara-nuevos-proyectos-renovables-para-el-mercado-a-termino-de-argentina/

 

 

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Crece la producción de energía renovable en América Latina y el mundo

Es que a nivel mundial, 30% de la electricidad provino de fuentes limpias, impulsadas por el crecimiento de la solar y la eólica. Este buen panorama se vio apuntalado gracias al marcado crecimiento en América Latina y el Caribe que produjo 62% de su electricidad a partir de energías renovables en 2023, más del doble que el promedio mundial.

Así lo difundió el quinto informe anual Global Electricity Review de Ember, que ofrece la primera panorámica completa del sistema eléctrico del año pasado con datos sobre electricidad de 215 países.

El director de la institución aclaró: “El descenso de las emisiones del sector eléctrico es inevitable. Pero el ritmo de caída de las emisiones depende de la rapidez con que continúe la revolución de las renovables”.

¿Cómo se posicionan los países latinos según su producción de energías renovables?

De acuerdo a la participación de solar y eólica en sus matrices eléctricas, los países que están muy delante del promedio mundial y regional son Uruguay (39%), seguido por Chile (32%) y Brasil (21%). Del otro lado, entre las naciones a las que todavía les falta aprovechar su potencial podemos contar a Colombia (1,4%), Guatemala (4,4%) y Perú (5,3%).

Si bien la tendencia general es buena (basta recordar que las energías renovables pasaron de representar 19% de la producción eléctrica mundial en 2000 a ser más del 30% en 2023), se necesita trabajar aún más todavía para que la transición siga aumentando y así poder lograr la descarbonización y Net Zero para 2050 a nivel mundial.

Además, si queremos evitar traspasar los 1,5°C y frenar las peores consecuencias del cambio climático, necesitamos separar el crecimiento de la economía de los combustibles fósiles cuanto antes.

 

Fuente: https://www.greenpeace.org/argentina/blog/problemas/climayenergia/crece-la-produccion-de-energia-renovable-en-america-latina-y-el-mundo/

 

 

 

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La importancia de las normas técnicas para el avance de las redes inteligentes en Latinoamérica

La digitalización de las redes y ciudades de Latinoamérica es uno de los grandes desafíos para avanzar en la transición energética. Si bien la digitalización en la región avanza a un paso más lento que en otros lugares, el sector público y el sector privado van confluyendo para acelerar el ritmo de despliegue, como quedó demostrado la semana pasada en Bariloche en el III Simposio CIER sobre “Redes y Ciudades Inteligentes”, organizado por la Comisión de Integración Energética Regional (CIER). Ocho países miembros del organismo realizaron un informe de diagnóstico sobre redes inteligentes en Latinoamérica y la CIER aspira a que todos los países participen en un segundo reporte sobre los pasos a seguir para su despliegue.

Un punto central para el despliegue de las redes inteligentes será lo relativo a las normas técnicas para la implementación y utilización de la medición inteligente. No existen normas regionales aún, pero sí en algunos países. Colombia fue el primero en adoptar una normativa para la medición inteligente y sigue siendo una referencia para el resto de la región, según Jairo Miguel Vergara, consultor en Medición Inteligente y Gestión de Datos de Medidores para Sudamérica de Siemens.

“Chile acogió parte de esa norma, Perú la está analizando y Argentina también. De eso se trata, de construir una norma para que otros países no tengan que hacer el mismo recorrido que hicimos aquí en Colombia y aprovechen todo eso que ya hemos evolucionado”, explicó Vergara a EconoJournal desde Bariloche.

Normas técnicas y recursos distribuidos

La primera norma sobre medición inteligente en Colombia fue elaborada por el Instituto Colombiano de Normas Técnicas y Certificación (ICONTEC) y aprobada en 2014. La norma fue actualizada sucesivamente, con una tercera actualización en vías de aprobación para 2025 o 2026. El ICOTEC cuenta con un grupo especializado en Infraestructuras de Medición Avanzada, abocado a todo lo relacionado con la medición inteligente.

“Es una norma que se crea en consenso, en la que participan empresas distribuidoras, comercializadoras, laboratorios, proveedores, universidades y centros de investigación. Realmente es un comité que está abierto para construcción colectiva”, contó el especialista.

La implementación de normas técnicas nacionales constituyen un primer paso necesario en la región para lograr un salto en el despliegue de las inversiones en medición inteligente. Un segundo paso es definir cierta racionalidad en los incentivos económicos a la inversión. “Las empresas distribuidoras piden a nivel de regulación que se ofrezcan incentivos, para apalancar las inversiones a través de la tarifa, y los reguladores le dicen a las empresas que les van a financiar pero no el 100%, porque las distribuidoras también tienen beneficios directos”, explicó Vergara.

Otro factor que empuja a la digitalización y modernización de las redes es el crecimiento de los recursos energéticos distribuidos, como los paneles solares y las baterías. “Nuestras redes de baja tensión no están preparadas aún para tener inyecciones bidireccionales”, afirmó.

Soluciones en medición inteligente

La medición inteligente implica un cambio paradigmático para las redes en general y el sector de distribución en particular porque generan más datos sobre consumo y generación de electricidad que permiten a las distribuidoras hacer más eficiente la planificación y la prestación del servicio. Para esto, los medidores inteligentes requieren de software para automatizar el procesamiento, la lectura y el transporte y almacenamiento de esos datos.

Empresas como Siemens ofrecen soluciones de software de tipo Meter Data Management (MDM) para administrar los datos de los medidores inteligentes. Son softwares que se encargan de centralizar, validar y reparar los datos.

“Cuando se despliega la medición inteligente para grandes compañías distribuidoras, de un millón de clientes para arriba, ahí no habrá una sola tecnología o un solo proveedor de medidores inteligentes, sino que habrá dos, tres, cuatro, cinco proveedores diferentes. El MDM es el responsable de, sin importar que existan todas estas marcas de medidores inteligentes, que la data sea concisa y estandarizada para el uso a nivel de la empresa, para aprovechamiento a nivel interno. Entonces los datos del MDM son muy importantes para la utilidad y para la empresa de servicios, porque de ahí se empiezan a sacar valor agregado”, explicó el especialista de Siemens.

En la Argentina, la Empresa Provincial de Energía de Córdoba (EPEC) comenzó a implementar el software MDM de Siemens hace tres años. “Ya esta operativo y EPEC se ha vuelto un referente a nivel de Argentina”, agregó.

, Nicolás Deza

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“Brasil enfrenta una crisis de demanda que frena el desarrollo de la industria eólica”

En la actualidad, Brasil cuenta con 31,1 gigawatts (Gw) de potencia eólica instalada, repartidos en 1.043 parques de 12 estados. De ese total, 29,95 Gw se encuentran en plena operación comercial y 1,2 Gw aún están en una instancia de prueba.

Sin embargo, desde la Asociación Brasilera de Energía Eólica (ABEEólica) prevén que, por primera vez desde 2009, una desaceleración en la instalación de la tecnología. En 2023, indican, el crecimiento sectorial fue de 4,8 Gw, mientras que esta temporada se espera que llegue a 2,5 Gw, una media de expansión similar a la de los años 2020, 2021 y 2022.

En diálogo con EconoJournal, la vicepresidenta del Consejo Global de Energía Eólica (GWEC, por sus siglas en inglés) y presidenta ejecutiva de ABEEólica, Elbia Gannoum, Elbia Gannoum, advierte: “Este sector en Brasil enfrenta una crisis de demanda en la cadena de valor”. La directiva explica que el problema está presente en todos los eslabones de producción de la industria, abarcando tanto el segmento de producción de energía como el de fabricación de bienes de suministro.

Esta crisis, remarca, queda más expuesta por el lado de los equipos, desde la venta de generación hasta el pedido de la fábrica por los componentes. “Desde mediados de 2022 lo que sucede es que las empresas generadoras de energía no vienen firmando contratos de venta, ni están haciendo un pedido a la fábrica de turbinas. Esto se traduce en la falta de demanda que sufren los proveedores de equipos, y luego el problema se expande a toda la cadena productiva”, resume.

Desde su óptica, la situación afecta puntualmente a los proyectos más recientes, con nuevas solicitudes y ventas de energía. Esto explica la previsión de desaceleración del sector eólico brasilero, ya que las instalaciones que están entrando en operación hoy en día realizaron sus pedidos de equipos antes de 2022.

Crisis de demanda

De acuerdo con la ABEEólica, esta crisis de demanda es la principal barrera que encuentra la energía eólica en Brasil, sobre todo pensando en el corto y mediano plazo, lo que suscita una gran preocupación para el sector privado y para el propio Gobierno federal.

Para la presidenta ejecutiva de la asociación, esta problemática se debe a que la economía brasileña ha tenido un “desempeño débil” en los últimos años. “A eso se suma que hubo un fuerte crecimiento de la generación distribuida en el país y muchos usuarios dejaron de consumir de la red”, justifica.

Sin embargo, Gannoum estima que la crisis energética solo afectará en el corto plazo al sector eólico, ya que los inconvenientes responden más a la coyuntura actual que a factores más profundos. ”Esperamos que la situación se regularice pronto. Con todo lo que Brasil está preparando dentro de la reforma industrial que ha sido anunciada, nos permitimos pensar en una rápida mejora. Imagino que en la segunda mitad del año empezaremos a notar una recuperación, pero la misma no será inmediata”, reconoce.

Cabe recordar que, desde enero de este año, la nación vecina cuenta con el documento “Nova Indústria Brasil”, una política industrial que busca «impulsar el desarrollo local» a partir de la sostenibilidad e innovación, con metas a 2033. Entre las áreas destacadas en este texto aparecen la producción de bioenergía y de fabricación para equipos de generación renovable.

No obstante, Gannoum advierte que muchas fábricas brasileñas de componentes que ya vienen teniendo problemas en ese sentido no pueden esperar a que lleguen las soluciones planteadas, y por eso están tomando la decisión de despedir empleados.

Entre las posibles respuestas inmediatas a la crisis, la directiva destaca la regulación de la medida provisional que extendió los plazos de incentivos de la TUST/TUSD y prevé una reducción de la tarifa de energía, además de la aprobación de proyectos de ley como el que regula el mercado de carbono, el marco del hidrógeno verde y la actividad eólica offshore. “A mediano plazo, en tanto, el desafío es aumentar la demanda de energía y mejorar la transmisión. Para ello, es necesario que la economía vuelva a crecer, favoreciendo que el Gobierno realice nuevos concursos de transmisión”, completa.

, Julián García

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Análisis: Los trasfondos de esta particular licitación de suministro de Chile y la mega adjudicación de Enel

Semanas atrás, Enel Generación se consolidó como la gran ganadora de la Licitación de Suministro 2023/01, al adjudicarse los 3600 GWh/año subastados (1500 GWh en el bloque N°1 y 2100 GWh en el bloque N°2) en los tres sistemas zonales contemplados y en todos los sub-bloques horarios, a un precio de USD 56,679 MWh. 

Y si bien la adjudicación del total licitado se ve como positivo, desde el sector remarcaron que el proceso dejó una serie de puntos claves a considerar para el impacto que en la evolución de los proyectos renovables, precios para el usuario final, participación del sector y mejoras para convocatorias futuras. 

“Si se quiere hacer la comparación justa de este proceso con los anteriores, al precio adjudicado (USD 56,679 MWh) se le debe añadir USD 15-20 MWh de los costos sistémicos que serán traspasados al cliente final; por lo que el precio verdadero rondará entre USD 70-80 MWh”, explicó una fuente cercana a Energía Estratégica. 

Ante ello, la gran pregunta es qué sucederá con el recurso que interpuso la Corporación de Consumidores y Usuarios (CONADECUS) ante la Contraloría General de la República, para que deje sin efecto las bases y suspenda la Licitación de Suministro 2023/01. 

El motivo de la solicitud se debe a que CONADECUS considera que el proceso perjudicará a los consumidores y asegura que los clientes regulados deberán abonar los costos sistémicos que antes estaban a cargo de las empresas generadoras de energía eléctrica, pero en las bases de la vigente convocatoria por primera vez se permitió que los generadores los puedan trasladar directamente al precio de adjudicación como un cargo adicional. 

Para CONADECUS, ello podría traducirse en aumentos futuros indeterminados de las tarifas eléctricas finales en lugar de buscar la reducción de los costos para los usuarios y la estabilidad a mediano y largo plazo del precio de la energía. 

“Por otro lado, la oferta de Enel está basada en el portafolio actual de la compañía, ya que en la declaración formal de la licitación no hay nuevos proyectos, sino que la empresa respaldará con su portafolio actual y los contratos que le expiran en el corto plazo. Esto significa que no habría nuevas inversiones mediante este proceso, considerando que una de las características de las anteriores licitaciones era ser de grandes impulsores de nueva infraestructura renovable en Chile”, plantearon desde el sector energético de Chile. 

La multinacional de origen italiano fue la empresa con el mayor número de proyectos presentados  en los tres sistemas zonales contemplados y en todos los sub-bloques horarios; y dentro del paquete de proyectos, incluyó ocho hidroeléctricas de pasada (sumaban 635 MW de potencia), cinco hidráulicas de embalse (2085), dos parques eólicos (82 MW) y cinco plantas térmicas a gas natural (1959 MW). 

Mientras que en cuanto al escaso interés en esta licitación, con el número más bajo de empresas participantes desde desde la Licitación 2013/01 (donde sólo hubo 2 interesados y finalmente se declaró desierta), desde la industria energética remarcaron que todavía no hay una certeza clara respecto a la aplicación del mecanismo del mecanismo de estabilización y de la evolución de la demanda futura para el suministro de los clientes regulados en caso que más usuarios puedan acceder al mercado libre.

“Recientemente se promulgó una nueva ley de estabilización que afecta a los contratos firmados con anterioridad a 2016 y es innegable que si hay una moción estabilizadora, tendrá que incorporar los contratos nuevos. Si pasamos por tres procesos de estabilización, quién garantiza que no se avecinará el cuarto, quinto y sexto. Por lo que la industria seguramente percibe ese temor y ello disuadió la participación de más agentes del sector energético”, manifestó la fuente cercana a este portal de noticias. 

“Además, el mercado regulado no está recibiendo ofertas, no hay competencia. Por lo que la protección que le queda a los clientes, al menos los industriales pequeños, es pasarse al mercado libre y para ello se necesita bajar el umbral de 500 kW a 300 kW. Ello implica que el pool de demanda de los procesos está abierto a un cuestionamiento que podría reducir la demanda dentro del mercado regulado, de al menos 8% si los clientes en cuestión son habilitados a entrar al mercado libre”. 

Y cabe recordar que Tribunal de Defensa de la Libre Competencia de Chile recibió cerca de 20 observaciones sobre la baja de potencia para optar al mercado libre; en las cuales la Comisión Nacional de Energía advirtieron que habrá un impacto negativo en los contratos de suministro, pero desde la Asociación Chilena de Comercializadores de Energía (ACEN) marcaron que el pasaje de clientes regulados a libres será paulatino y por ende no movería la aguja en el sistema.

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CNEE analiza términos de referencia para la licitación PEG 5

En Guatemala está latente el lanzamiento de la Licitación Abierta PEG 5 2024, que prevé la contratación de la potencia necesaria para el cubrimiento de la demanda firme y el suministro de energía eléctrica que garantice el requerimiento de las distribuidoras locales.

Si bien el runrún en estas instancias previas es que podría tratarse de una convocatoria entre los 1200 MW a los 1500 MW, lo que la ubicaría como la más grande de la historia en el mercado guatemalteco, desde la Comisión Nacional de Energía Eléctrica (CNEE) aseguran que para brindar mayor claridad, en los próximos meses comunicarán los megavatios en juego.

“Si van a ser 1200 o 1500 y algo, todavía no lo tenemos definido porque estamos justamente en ese análisis”, declaró Luis Romeo Ortiz Peláez, presidente de la CNEE.

Sí ratificó que como la Ley lo determina, al tratarse de compras de electricidad para satisfacer la demanda regulada, deberá ser un proceso completamente abierto. Por lo que efectivamente se tratará de una licitación internacional.

Al respecto, es necesario aclarar que como estos procesos de licitación son llevados a cabo por las empresas distribuidoras, la CNEE participará en las instancias de definición de los Términos de Referencia y posteriormente en velar por la calidad de suministro y por que la demanda de los consumidores sean satisfechas.

No obstante, a partir de la actividad que realice el regulador se puede estimar la fecha de inicio de la convocatoria que, según anticiparon autoridades salientes del Ministerio de Energía y Minas (MEM) tiene como fin, además de suplir la demanda creciente, incorporar nuevas plantas de generación para el 2030, ya que ese año se vencen los contratos por más de 1065 megavatios de las tres distribuidoras más importantes del país y esos contratos se deben sustituir por nuevas plantas.

“Según nuestro cronograma, nosotros vamos a terminar nuestro análisis hacia octubre de este año. Con lo cual, el proceso se abre y cerca de seis meses después -estoy hablando en el primer semestre del siguiente año- estarían adjudicadas o delimitadas las ofertas”, estimó Luis Romeo Ortiz Peláez, durante su participación en el evento online «Mercados eléctricos y la transición verde en Centroamérica«, organizado por The Inter-American Dialogue, Center for Latin American & Latino Studies y la Asociación para una Sociedad más Justa (ASJ).

Respecto a las tecnologías que podrán participar, el comisionado presidente aclaró que por lo pronto no se prevén cuotas de participación ni privilegiar a una tecnología sobre otra.

“No ha habido necesidad de imponer cuotas dentro de los procesos de licitación, porque al final las cuotas van a estableciendo cierto nivel de privilegios. Lo que hemos observado es que ya los precios de las tecnologías renovables compiten perfectamente bien con otro tipo de tecnologías ya dentro de un mercado libre; con lo cual, no vemos necesario, por lo menos hasta el día de hoy hacer una asignación de cuotas, sino más bien hacer la cobertura de las curvas de carga de las distribuidoras aprovechando las características propias de cada una de las tecnologías”, concluyó.

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Advierten que urge en Colombia una nueva subasta para antes de junio del 2025

El problema con el fenómeno de El Niño que afronta Colombia, es que genera una situación de estrés en el mercado debido a la reducción de la oferta de energía por la ausencia de lluvias y el incremento de la demanda de energía por las altas temperaturas.

Teniendo en cuenta que la matriz energética del país es principalmente hidroeléctrica, está no está siendo suficiente para suplir la demanda.

Para dar respuesta a esta problemática, en la última Subasta de Cargo por Confiabilidad para el 2027/2028, se asignaron 33 plantas de generación, lo que representa una inclusión al sistema de 4.489 MW nuevos, de los cuales 4.441 MW son solares y 48 MW térmicos con tecnología de biomasa, biogás y repotenciación de una central existente.

Si bien la participación de energías renovables en la subasta fue muy buena en comparación a la anterior realizada en 2019 donde se asignaron 1.398 MW eólicos y solares, expertos señalan que los proyectos solares deben complementarse con sistemas de almacenamiento para otorgar “energía firme al sistema”.

Uno de ellos es Pablo Corredor, especialista en energías renovables y gerente de la firma PHC, quien comparte su visión en diálogo con este medio.

De acuerdo a la demanda estimada para el periodo 27/28, la energía firme que se completaría con la subasta de cargo de confiabilidad está muy ajustada. Si la demanda sigue creciendo como lo viene haciendo en los últimos meses, el escenario es bastante pesimista y necesitaremos más energía firme”, explica.

De esta forma, el experto llama al gobierno a lanzar una nueva subasta lo más rápido posible: “A los proyectos de energía solar hay que complementarlos con almacenamiento. Para ello es necesaria una subasta nueva relativamente rápido, este año o antes del primer semestre del año 2025. No hay señales concretas de que vaya a llevarse adelante, pero si hay indicios de que será necesaria”

Además, Corredor sugiere una serie de medidas que ayudarían al gobierno colombiano a combatir el déficit energético que afronta.

“Hay que hacer un análisis estructural y sistémico de todo el mercado analizando cómo se comporta en escenarios normales y de crisis. Desafortunadamente, la regulación ha dado señales que han hecho que el mercado de contratos sea deficitario. Al ser deficitarios, no es fácil que todo el mundo se cubra y no quede expuesto a la bolsa”. 

Según el especialista, los resultados de la subasta de cargo por confiabilidad y la medida de prohibir el pago lo contratado rigibilizando los contratos redujo aún más la oferta de contratos. 

Una solución a esta problemática planteada por Corredor es la implementación de mercados híbridos adaptados a la realidad colombiana. Para ello, trabajar en la regulación de los servicios complementarios es un punto importante. También propone aprobar otras plataformas estandarizadas de negociación de contratos. 

Por otro lado, sugiere revisar los criterios de expansión de distribución: “Hay que optimizar la red dadas las fuentes intermitentes. La UPME se ha enfocado mucho en la conexión de los proyectos pero no se ha avanzado lo suficiente en la expansión misma de la red. Se necesita una mirada muy abierta que abarque puntos de vista financieros, económicos y ambientales, dejando de lado la ideología política”. 

A su vez, el especialista asegura que es menester promover mucho más la competencia a nivel de mercado mayorista y minorista a través de tarifas asequibles. En tanto a este último, afirma que es súper importante eliminar las barreras que frenan la generación de pequeña escala y generación distribuida. 

“Para salir adelante hay que reconstruir la confianza. No se trata de cambiar todo, sino más bien hacer un análisis detallado para realizar los ajustes necesarios en los momentos apropiados”, concluye.

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ENNOVA prevé cerrar el 2024 participando en más 1000 MWp en República Dominicana

Rafael Burgos Domínguez, director general de ENNOVA, participó del ciclo de entrevistas con líderes organizado por Future Energy Summit (FES). Allí, el ejecutivo compartió su lectura sobre el momento que atraviesa el mercado dominicano y la dinámica que mantiene Ennova para continuar impulsando el crecimiento del sector eléctrico.

La empresa que acumula en el orden de 700 MWp en contratos con proyectos renovables operativos, durante este año avanza en la construcción de unos 300 MWp adicionales que se encuentran en diversas etapas de ejecución. Por lo que el referente de ENNOVA espera superar la cifra de 1 GW durante este año.

Para los años siguientes, la expectativa es mantener el pipeline de proyectos con nuevas iniciativas que se van sumando debido a las condiciones favorables que atraviesa República Dominicana.

“La economía tuvo un crecimiento interanual sobre un 7% y hay sectores muy dinámicos. De manera particular, el sector eléctrico creció casi un 6% y creo que eso va a continuar en ese ritmo”, consideró Rafael Burgos.

El progreso de actividades productivas en el país vendría acompañado de un aumento sostenido de la demanda en el sistema eléctrico; por lo que el parque de generación deberá acelerar su ritmo de desarrollo para dar respuesta.

“Todos los sectores están experimentando un crecimiento importante y, en un momento donde hay tanta convulsión política en tantos países, ser un país donde haya estabilidad política, macroeconómica y garantía del estado de derecho pues creo firmemente que es un buen destino para invertir. Por eso, aprovecho esta ocasión para invitar a todos aquellos que tengan la inquietud a visitar el país y a conocer un poco más para evaluar oportunidades en distintos sectores”, expresó Burgos.

Por lo tanto, visualizando una expansión de la economía y un crecimiento de la demanda asociado, la certeza es que en los siguientes años se mantenga una dinámica de mercado abierta a nuevas inversiones en el sector renovable.

Ahora bien, el referente empresario reconoció que hay puntos de mejora que se podrán trabajar desde las agencias del Estado nacional y gobiernos locales para facilitar la incorporación de nuevos proyectos.

¿Qué mejoras en el proceso de permisos plantean para nuevos proyectos de generación renovable y subestaciones eléctricas asociadas? ¿Qué retos identifican en los primeros proyectos con soluciones de almacenamiento en baterías? Fueron algunas de las preguntas abordadas durante el ciclo de entrevista con Líderes.

Accede a las declaraciones completas de Rafael Burgos Domínguez, director general de ENNOVA, en el video disponible en el canal de YouTube de Future Energy Summit (FES).

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Solis Inverters: Impulsando el futuro solar de México con más de 1.5 GW en generación distribuida

Solis, el tercer mayor fabricante de inversores fotovoltaicos del mundo según Wood Mackenzie, ha proporcionado a México inversores solares que producen 1.5GW de electricidad en generación distribuida en todo el país. Esta cifra representa casi el 50% del mercado mexicano, que totaliza 3.3GW en este segmento. Este logro reafirma el compromiso de la multinacional con el medio ambiente.

En México, Solis está presente en todas partes, conectando la energía verde a la vida de las personas. Desde Supermercados Walmart, la Federación de Fútbol, hasta granjas. Recientemente, Solis participó en el proyecto fotovoltaico en tejados de un gran distribuidor de alimentos frescos en Zacatecas y en la Central de Abasto de la Ciudad de México (CEDA). El gobierno capitalino dijo que la Planta Fotovoltaica de la Central de Abasto de la Ciudad de México (CFV), ubicada en la alcaldía de Iztapalapa, tiene una inversión total de 661.4 millones de pesos (mdp), financiada por la Agencia de Energía y Desarrollo Sustentable de la Secretaría de Energía (SENER) y el Fondo para la Transición Energética y el Aprovechamiento Sustentable de la Energía (FOTEASE) del gobierno de la Ciudad de México. Toda la instalación estará equipada con 32,110 módulos fotovoltaicos, cada uno con una potencia de 550 kWp. Solis proporcionará al complejo inversores Solis 100k 5G US, y después de que el proyecto esté completado, se reducirá la producción de 13,550 toneladas de dióxido de carbono por año. Así mismo, en el estado de Zacatecas, Solis también está involucrado en proyectos relacionados.

A través de estos proyectos, Solis ha alcanzado un hito significativo en México: 1.5GW de envíos acumulados de inversores solares al país desde su llegada en 2013. Esta cifra representa casi el 50% del mercado nacional de energía solar distribuida, que asciende a 3.3GW, reflejando el compromiso de la empresa con el medio ambiente. La compañía también está registrando un crecimiento anual del 15-20%, y en 2024 espera un dinamismo similar, anticipó Sergio Rodríguez, CTO de Solis para América Latina.

«Este logro subraya el compromiso de Solis con la energía sostenible, destacando la fiabilidad y el liderazgo tecnológico de sus productos», señaló el ejecutivo de Solis Inverters. Desde su inicio en 2013 en América Latina, con México como el primer país operativo en la región, Solis LATAM ha demostrado una dedicación constante a la innovación y la calidad. Su cartera de productos satisface diversas necesidades, desde segmentos residenciales hasta de servicios públicos, adaptándose al dinámico mercado solar para satisfacer las cambiantes demandas del sector, señaló Rodríguez.

Un factor significativo en el éxito de Solis en México es su infraestructura de servicio local. Solis ofrece soporte especializado a través de ingenieros de servicio, tanto mediante un chatbot sofisticado como por correo electrónico, asegurando una experiencia fluida para los clientes. Además, Solis proporciona un proceso de soporte postventa sencillo, con reemplazos directos a través de distribuidores locales para equipos defectuosos.

Innovaciones y Nuevos Productos

Solis continúa introduciendo nuevas tecnologías y ampliando su oferta de productos. Este año, lanzó el inversor residencial S6-GR1P(2.5-6)K-S, con una corriente de entrada máxima por cadena de 16A, compatible con módulos bifaciales y de alta eficiencia. En soluciones trifásicas, el inversor S5-GC100K-US/124-HV ofrece un diseño de 8/9/10 MPPT para una mayor eficiencia de generación. Además, se espera la llegada a LATAM del nuevo inversor híbrido S6-EH3P(29.9-50)K-H, presentado en la Exposición Solar + Storage México, con almacenamiento de energía trifásico de alto voltaje para aplicaciones comerciales.

Compromiso con Energía Limpia

El exitoso recorrido de Solis es un testimonio del poder de la visión, la perseverancia y el compromiso con la energía renovable. Solis sigue firme en su misión de continuar desarrollando tecnología para impulsar al mundo con energía limpia.

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Gobierno del Cambio presentará ajustes a la Primera Ronda de Energía Eólica Costa Afuera

El Ministerio de Minas y Energía (Minenergía), la Dirección General Marítima (DIMAR) y la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), presentarán la propuesta con las modificaciones regulatorias realizadas al proceso de Energía Eólica Costa Afuera en Colombia, así como el estudio de mecanismo de mercado desarrollado por la consultora AFRY con el apoyo del Banco Mundial.

“Queremos que la primera ronda de Energía Eólica Costa Afuera en el Caribe colombiano sea más competitiva y responda a los cambios en el mercado internacional y a un país con un mercado emergente. Por ello, este ministerio, junto con la DIMAR, realiza la propuesta de modificación a las resoluciones que definen este proceso (Resolución 40284 de 2022 / Resolución 40712 de 2023).

Uno de los puntos más importantes es flexibilización de los requisitos de habilitación, permitiendo el ingreso de nuevos interesados.», afirmó el Ministro de Minas y Energía, Omar Andrés Camacho.

En este sentido, se ponen a disposición de inversionistas y desarrolladores tres espacios virtuales de socialización a través de la plataforma Webex, los días 12, 13 y 20 de junio de 8:30 a.m. a 10:00 a.m (GMT -5), que contarán con traducción simultánea. Además, se llevará a cabo un Roadshow del 1 al 3 de julio con inversionistas en Londres, Inglaterra.

Los seminarios se realizarán de la siguiente manera:

12 de junio de 2024: Modificaciones a los requisitos de habilitación y avances de las señales del mercado, a cargo del jefe de la Oficina de Asuntos Regulatorios y Empresariales del Ministerio de Minas y Energía, Juan Carlos Bedoya.

Inscripción y enlace de conexión aquí

13 de junio de 2024: Presentación de la etapa de nominación del proceso competitivo y requisitos para el otorgamiento del Permiso de Ocupación Temporal y Concesiones para el desarrollo del proyecto de generación de energía eléctrica, a cargo del Asesor de la DIMAR, José Alejandro García, y el Capitán de Navío (R) Iván Fernando Castro Mercado.

Inscripción y enlace de conexión aquí

20 de junio de 2024: Presentación del informe de la consultoría sobre el mecanismo de mercado a cargo de la firma AFRY y el Banco Mundial.

Inscripción y enlace de conexión aquí

Del 1 al 3 de julio: Roadshow con inversionistas en Londres (lugar por confirmar), espacio a cargo de la Agencia Nacional de Hidrocarburos, el Ministerio de Minas y Energía y la Dirección General Marítima.

“Esperamos que inversionistas y desarrolladores hagan parte de estos espacios, que resuelvan dudas de primera mano, y que de esta manera tengan la información necesaria para participar en la Primera Ronda de Energía Eólica Costa Afuera, haciendo realidad que Colombia sea el primer país de Latinoamérica y el Caribe en aprovechar la fuerza del viento en el mar para generar energía”, puntualizó el Ministro de Minas y Energía.

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Crean subcomité que contribuiría con propuestas para la factibilidad de la potencia firme de renovables con baterías en Panamá

Los últimos cambios a las Reglas Comerciales para el Mercado Mayorista de Electricidad aprobados en la Resolución AN No.19112-Elec de 17 de abril de 2024 (ver más) aún dan qué hablar en Panamá.

La actualización al Reglamento de Operación que allí se contempla no habría obtenido los resultados esperados para considerar el uso de Sistemas de Almacenamiento de Energía con Baterías (SAEB) dentro de la determinación de la Potencia Firme de las centrales de generación renovable fotovoltaicas, eólicas e hidroeléctricas de pasada.

El punto débil estaría en la determinación del «Concepto de Cálculo de Potencia Firme de Largo Plazo (PFLP) Considerando SAEB» que fue presentado por el Comité Operativo (CO) del Centro Nacional de Despacho (CND) el pasado jueves 30 de mayo en la Reunión Extraordinaria N° 2-2024.

En concreto, a través de los cálculos conceptuales propuestos hasta la fecha, no se habría logrado dar con potencia firme de largo plazo aplicando la fórmula de referencia en ejemplos de plantas de generación fotovoltaicas con SAEB.

Para el ejercicio expuesto en la reunión del mes pasado en el cual no se obtuvo PFLP, se trabajó a partir de la generación real de los últimos 2 años en etapa horaria de una planta solar de 10 MW en operación, que pudiera incorporar un SAEB de 10 MW con baterías de ion de litio.


A partir de allí, el Comité Operativo decidió crear un Subcomité específico para realizar aportes que permitan que al utilizar SAEB las centrales renovables tengan Potencia Firme de Largo Plazo (PFLP).

Según pudo saber Energía Estratégica, se convocó a una reunión en modalidad virtual a realizarse hoy lunes 10 de junio a las 3:00 p.m. hora local, sujeto a cambios por disponibilidad de las partes interesadas, para avanzar en ese sentido.

La intención sería generar un espacio de intercambio para conocer las propuestas de distintos actores del Mercado Mayorista de Electricidad y buscar consensos para poder hacer factible que, al utilizar los SAEB, las centrales renovables fotovoltaicas, eólicas y hidro de pasada tenga PFLP.

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Lanzan plataforma para apoyar el financiamiento de proyectos de hidrógeno

El miércoles 5 de junio fue lanzada la plataforma Financial Service Assistance, la cual busca ser el vínculo entre los proyectos de producción y uso de hidrógeno renovable y financistas, mediante una asesoría internacional especializada en este tipo de iniciativas. 

Los desarrolladores y propietarios de proyectos de hidrógeno pueden solicitar servicios de consultoría personalizados para la preparación de modelos y planes de negocios, para así mejorar sus posibilidades de obtener financiamiento.

La iniciativa es parte del Proyecto Team Europe RH2, cofinanciado por la Unión Europea (UE) y el Ministerio Federal de Economía y Protección del Clima (BMWK) de Alemania e implementado por la agencia alemana GIZ y la agencia española AECID, y ayudará a los desarrolladores a diseñar una estrategia personalizada para sus proyectos de hidrógeno renovable. 

De esta forma Rodrigo Vásquez, coordinador nacional del Proyecto RH2 explica que “este es un servicio gratuito que hemos diseñado junto con el sector público y privado y que viene a apoyar u optimizar la estrategia financiera de los proyectos, de cara a las entidades financieras”.

Por su parte, Ewout Sandker, jefe de Cooperación de la Delegación de la UE en Chile señala que «sabemos que uno de los desafíos más relevantes para impulsar el desarrollo de la industria del hidrógeno es el financiamiento de los proyectos. Nos parece muy relevante esta iniciativa, que entrega una herramienta muy útil y oportuna para apoyar a los desarrolladores de los proyectos con sus estrategias de financiamiento, llevando a la concreción los proyectos pioneros de hidrógeno renovable”. 

Como la información financiera de los proyectos es sensible, para el trabajo de los asesores con los proyectos, se ha creado una plataforma, que cuenta con un sistema de seguridad de autentificación, encriptación de datos y JWT (Json Web Tokens), para así garantizar la seguridad de los datos que ingresen a este servicio.

Este servicio estará disponible a partir del 5 de junio del año 2024 en el sitio 4e Chile https://4echile.cl/financial-service-assistance/ 

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Offshore: convocan a audiencia pública para evaluar el impacto ambiental de un proyecto de exploración de Shell y Qatar Petroleum

El gobierno convocó a una nueva audiencia pública para analizar la Evaluación de Impacto Ambiental que realizó Shell sobre las áreas marítimas 107 y 109 de la Cuenca Argentina Norte, ubicadas a 198 kilómetros de la ciudad de Mar del Plata. La instancia pública se llevará a cabo de forma virtual el día 3 de julio de 2024 a partir de las 10.00.

La participación se realizará mediante una plataforma digital y su desarrollo se transmitirá en simultáneo en el sitio web correspondiente, al que se podrá acceder desde la página web de la Subsecretaría de Ambiente a través del siguiente link.

Explotación offshore

Los bloques que posee Shell, junto con su socio estratégico Qatar Petroleum, son de exploración de frontera. Se encuentran en el borde de la plataforma continental y tienen un área de 8.341 kilómetros cuadrados (km2) y 7.860 km2, respectivamente. Se extienden en zonas de aguas profundas desde los 200 a los 2.500 metros de profundidad.

Luego de los procesos de aprobación regulatoria, Shell contará con un 60% de interés en las licencias de exploración y será el operador. Mientras que Qatar Petroleum tendrá el restante 40% de participación.

, Loana Tejero