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Weretilneck celebró la construcción del oleoducto Vaca Muerta Sur mientras espera que YPF confirme a Río Negro como el lugar para su planta de GNL

El gobernador de Río Negro, Alberto Weretilneck, celebró el inicio de las obras del oleoducto Vaca Muerta Sur de YPF, que nace en Añelo y proyecta una plataforma de exportación desde Punta Colorada. Mientras tanto, la provincia espera que la petrolera determine la salida del GNL desde sus puertos, en el proyecto que encabeza con la malasia Petronas, y que también tiene en la mira a Bahía Blanca.

“El Oleoducto Vaca Muerta Sur comienza a ser una realidad. Con la mirada puesta en construir un país más federal, Neuquén y Río Negro nos propusimos potenciar el desarrollo energético y ya estamos dando los primeros pasos”, expresó el mandatario en su cuenta de X.

Weretilneck se refirió a los primeros trabajos que la petrolera comenzó y que comprenden la construcción del primer tramo que une Añelo, en Neuquén, con la localidad rionegrina de Allen, etapa que implica un tendido de 130 kilómetros. Este primer tramo será construído por la empresa neuquina Contreras Hermanos. En tanto, el segundo tramo, la terminal de exportación y las monoboyas aún no fueron licitadas, según pudo saber Econojournal.

“Es una gran noticia. Esta nueva infraestructura aumentará la producción no convencional de petróleo, el ingreso de divisas al país y terminará con un puerto de exportación en Punta Colorada”, destacó el gobernador en su cuenta quien hizo énfasis en que una vez concluída la obra permitirá exportar 135 millones de barriles de petróleo por año.

El gobernador Weretilneck junto al CEO de YPF, Horacio Marin.

Asimismo, remarcó que será fundamental para Sierra Grande, una localidad que desde los años 90 en adelante referencia una caída en su población: “Después de tantos años de frustraciones, Sierra Grande tiene la oportunidad de volver a ser una ciudad próspera, con empleo y un potencial enorme de crecimiento”, dijo Weretilneck.

“Esto representa para la región mano de obra, el desarrollo y la motorización de empresas del sector para la construcción de estos ductos”, agregó Andrea Confini, secretaria de Energía y Ambiente de Río Negro en conversación con este medio.

La funcionaria se refirió al trabajo hecho desde la provincia que incluyó las audiencias públicas en Sierra Grande junto con las autorizaciones de los estudios de impacto ambiental y afirmó que “lo importante es que esto no quedara en una idea porque para Río Negro es muy importante poder generar estos puestos de trabajo junto con el derrame en el desarrollo de las industrias de servicios locales. Hay una movilización de todo el sector gracias a Vaca Muerta”, sostuvo.

GNL: sigue la espera por la definición que tome YPF

Río Negro busca que YPF finalmente defina el lugar donde construirá el megaproyecto de una planta de GNL en asociación con Petronas. Actualmente, la compañía realiza los estudios de factibilidad para determinar las ventajas de cada lugar, Punta Colorada y Bahía Blanca.

La provincia trabaja en una serie de concesiones para brindar beneficios en términos impositivos. Esto fue adelantado por Weretilneck durante el evento Vaca Muerta Insights, que organizó este medio, donde había dicho que “vamos a dar exenciones absolutas de todos los impuestos provinciales para el primer y segundo anillo en el tiempo que dure la construcción y después, vamos a dar garantías de estabilidad a través de leyes específicas y vamos a plantear la jurisdicción de los tribunales. Queremos ser muy concretos, puntales y transparentes para que con todo lo que se genere con Vaca Muerta Sur o con el GNL, la industria sepa que tiene garantías económicas, financieras y jurídicas con el mar de Río Negro”.

Fuentes de la provincia, confirmaron en reserva, que “se busca generar el escenario con mayores beneficios posibles” para que finalmente se construya en Río Negro. En paralelo, la Legislatura rionegrina presentó esta semana una carta a YPF asegurando que el proyecto se complementará con el Vaca Muerta Sur y permitirá generar un polo de desarrollo energético en la Patagonia “con una mínima interrupción al ecosistema local en comparación con el ya congestionado Puerto de Bahía Blanca”.

Los objetivos de YPF son a 2027 contar con un barco para comenzar la exportación de 6 millones de metros cúbicos día de GNL, en 2030 complementar un primer barco instalado para YPF y Petronas, con un segundo para la industria que permitirían despachar 40 Mmm3/día.El proyecto se completaría en 2031 con el onshore GNL donde se proyecta exporta 80 Mmm3/d, 50% de YPF y 50% de Petronas.

, Laura Hevia

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Con la Ley de Fomento al Hidrógeno Verde, Perú podría instalar hasta 12 GW de electrolizadores al 2050

El hidrógeno verde (H2V) se está posicionando como una prometedora alternativa de energía limpia en todo el mundo por su capacidad de descarbonizar sectores altamente contaminantes tales como la agricultura, minería y transporte. 

Si bien es una tecnología que aún se encuentra en sus etapas iniciales, teniendo en cuenta el alto potencial eólico y solar de América Latina, la comunidad científica elabora constantemente rigurosos estudios que evalúan su viabilidad económica y crece el interés de inversores por montar proyectos piloto en esta región.

En efecto, países como Chile, Brasil y Colombia, son los más avanzados en esta carrera por ser pioneros en la industria de hidrógeno verde. Como ya había anticipado Energía Estratégica, la Agencia Internacional de Energía (IEA) publicó un reporte (modificado al 23 de enero del 2024) donde indica que existen 15 plantas de hidrógeno verde en operación en Latinoamérica.

De dichos proyectos, 6 se encuentran en Chile, 4 en Colombia, 2 en Brasil, y los 3 restantes se encuentran en Argentina, Perú y Costa Rica, respectivamente.

Según H2LAC, la plataforma colaborativa para el desarrollo del hidrógeno verde y sus derivados en América Latina y el Caribe, la planta más grande, antigua y representativa de Sudamérica es la de Industrias Cachimayo (Grupo Enaex) ubicada en Perú.  Ésta, actualmente, produce alrededor de 8.6 toneladas de H2V al día.

La planta Cachimayo opera desde 1965 y es la única planta local de producción de nitrato de amonio grado ANFO, con una capacidad de producción de 36 Mton/año.  Originalmente era alimentada mediante energía hidroeléctrica y más recientemente, suscribió un PPA renovable de energía certificada mediante la adquisición de certificados REC. La planta industrial de amoniaco usa el hidrógeno verde con 25 MWe de consumo aproximado en electrolizadores.

A pesar de estar más atrasado que sus pares latinoamericanos en cantidad de proyectos, el pasado 23 de marzo, el gobierno peruano promulgó la Ley de Fomento al Hidrógeno Verde (Ley N° 31992), la cual fue recibida por expertos del sector como la normativa más “ambiciosa” de Latinoamérica en cuanto a objetivos e incentivos.

Esta regulación recae en los proyectos de ley 3267, 3272 y 4374,  y tiene como objetivo fomentar la investigación, el desarrollo, la producción, la transformación, el almacenamiento, el acondicionamiento, el transporte, la distribución, la comercialización, la exportación y el uso del hidrógeno verde como combustible y como vector energético en el país.

En este escenario, Pool Suarez, experto del sector, destacó en sus redes sociales: «El desafío está en la mesa. Con esta ley, Perú podría desplegar hasta 12 GW de electrólisis con un costo objetivo de 1 USD/kg de H2V, y reemplazar el 100% de los combustibles fósiles en industrias como el acero y el cemento para el 2050». 

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Y agregó: “No obstante, esto requiere una acción coordinada y decisiva. Es crucial definir un enfoque claro y decidido sobre qué vector energético se va a priorizar en el futuro, buscando siempre la competitividad. Para ello, es esencial que tanto el gobierno, como la demanda y la oferta hagan su parte”.

De acuerdo al experto, además de la planta de Industrias Cachimayo, los esfuerzos más significativos de Perú se han centrado en la industria, con ejemplos como: el de Colbun S.A que recientemente inauguró una planta de hidrógeno con capacidad de 8,000 m³ al año, e iniciativas de empresas como Verano Energy, Anglo American y Repsol que también están apostando por el desarrollo del H2V en el país.

El camino a seguir

Bajo esta premisa, el hidrógeno verde presenta una oportunidad única para que Perú transforme su matriz energética y se convierta en un líder regional en energías limpias. Con la Ley de Fomento al H2V, el país ha dado un paso significativo, pero el verdadero desafío radica en la implementación efectiva y la colaboración entre todos los actores involucrados.

La competitividad en el mercado global de hidrógeno verde dependerá de la capacidad de Perú para desarrollar su infraestructura, atraer inversiones y fomentar la innovación tecnológica. 

Según Suarez, la visión de desplegar hasta 12 GW de electrólisis es ambiciosa pero alcanzable si se alinean correctamente los esfuerzos y recursos.

“Estamos de vuelta para seguir generando conocimiento en el mercado de energía en Latam, promoviendo un futuro más limpio y sostenible”, concluyó.

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La AIE recomienda a los países mejorar la eficiencia energética

Los gobiernos deben aumentar sus esfuerzos para conseguir duplicar la tasa de progreso anual en eficiencia energética hasta superar el 4 %, recomendó la Agencia Internacional de la Energía (AIE) en su novena Conferencia Mundial sobre la Eficiencia Enérgica, celebrada esta semana en Nairobi.

A pesar de la ambición demostrada en la (cumbre del clima de Dubái) COP28 y de los buenos avances en muchos países y regiones, todavía no estamos viendo el progreso necesario a nivel global en materia de eficiencia energética”, dijo en un comunicado el director ejecutivo de la AIE, Fatih Birol.

Así, los análisis de la organización revelan que para lograr ese objetivo marcado a finales del año pasado en la conferencia climática -duplicar la tasa de un 2 % anual de progresos en eficiencia climática-, “los gobiernos deben acelerar la acción y el sector privado también debe desempeñar su papel”, destacó Birol.

Más de 500 participantes de unos 70 países (incluidos 27 africanos) acudieron a la conferencia celebrada en la capital keniana entre el martes y el miércoles para abordar ese desafío global, siendo la primera vez que el encuentro se celebraba en África.

Aunque las investigaciones demuestran que el aumento de la eficiencia energética es clave para limitar el calentamiento global por debajo de 1,5 grados (respecto a los niveles preindustriales), los datos recogidos por la AIE revelan que la tasa anual de progreso en ese ámbito se redujo en 2023 del citado 2 % a poco más de un 1 %.

Según la organización, la mejora se ha visto frenada por diferentes factores, incluyendo los niveles récord de calor, que hicieron aumentar la demanda de aire acondicionado en las zonas más cálidas.

En este sentido, el ministro keniano de Energía y Petróleo, Davis Chirchir, que copresidió junto con Birol la reunión, destacó que “Kenia está trabajando duro hacia el objetivo de duplicación como parte de sus esfuerzos para alcanzar el acceso universal a la electricidad para 2030”.

No solo Kenia, sino también otros países como Ghana o Ruanda están en camino de lograr esa meta, subrayó la AIE, en un continente donde 600 millones de personas, el 43 % de la población, aún no tiene acceso a la electricidad.

África, además, acoge a la mitad de las más de 2.000 millones de personas que deben cocinar en todo el mundo con carbón, madera, estiércol de animales o desechos agrícolas, lo que les obliga a inhalar humos y vapores que dañan su salud y que, de hecho, matan cada año en este continente a 500.000 mujeres y jóvenes.

Para poner remedio a esta crisis y acelerar las soluciones, la AIE publicó durante la conferencia una nueva lista de herramientas y políticas que pueden servir como guía a los gobiernos, mientras empresas de todo el mundo elaboraron por su lado un plan de acción para impulsar su colaboración con el sector público.

Según la organización, aumentar la eficiencia energética no solo puede contribuir a reducir las emisiones de gases invernadero que calientan el planeta, sino que alcanzar el objetivo marcado en la COP28 crearía hasta 4,5 millones nuevos empleos en el sector.

Además, reduciría hasta un tercio los gastos energéticos de los consumidores en economías avanzadas y permitiría “grandes ahorros” en los países con economías emergentes.

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El análisis de JA Solar sobre los altos estándares de certificación para módulos fotovoltaicos

JA Solar, empresa líder de la industria fotovoltaica, se mantiene en la élite de fabricantes TOP 3 de módulos, con más de 201 GW de envíos acumulados y el 14% del market share global, de acuerdo con datos de S&P Global al 2023.

Desde sus 14 fábricas y más de 5000 colaboradores alrededor del mundo, cubre 165 países y regiones. En el continente americano, cuenta con un equipo en crecimiento atento a la evolución de los mercados locales.

“Hemos incrementado nuestra huella. Hace dos años atrás, teníamos oficinas en Estados Unidos, México, Brasil y Chile. Actualmente, también estamos en Panamá, Colombia, Perú y Argentina”, señaló Victoria Sandoval, gerente de ventas para Latinoamérica de JA Solar.

Durante su participación en el webinar denominado “Paneles solares certificados: Desmitificando las normas IEC 61215 y 61730”, la referente de JA Solar señaló grandes hitos de la compañía y se refirió a cómo promueve altos estándares de certificación para módulos fotovoltaicos.

Entre los grandes diferenciales, destacó que este fabricante es reconocido como TOP Performer por PVEL y RETC, laboratorios de pruebas destacados; como TOP Brand por EUPD Research, agencia que realiza encuestas de satisfacción de usuario, y que están certificados por UL y TUV.

Un dato que no pasó desapercibido es que adicional a los laboratorios de terceros, JA Solar apostó por un laboratorio propio certificado con la ISO 17025-CNAS donde lleva a cabo pruebas inhouse de acuerdo con las normas IEC 61215 y IEC 61730.

¿Por qué se aboca a esto? JA Solar sigue elevando la vara de calidad y seguridad en la industria, que junto a la eficiencia e innovación que ofrecen en sus productos, contribuyen a la madurez y competitividad del sector.

Al respecto, Victor Soares, gerente técnico para Latinoamérica de JA Solar, se refirió a la importancia de estas normas para evaluar la resistencia mecánica, el desempeño eléctrico y la durabilidad de los módulos fotovoltaicos.

“La International Electrotechnical Commission (IEC) presenta una secuencia de pruebas diseñadas para determinar las características eléctricas y térmicas del módulo y demostrar que el módulo es capaz de resistir la exposición prolongada en climas exteriores generales, así como pruebas para verificar la seguridad de los módulos fotovoltaicos”, indicó Victor Soares.

Entre las pruebas que abordó el especialista durante el webinar detalló en qué consiste la Prueba de estabilización (MQT 19), Prueba de electroluminiscencia (MQT 01/MST 01), Pruebas de rendimiento energético (MQT 02/MST 03), Prueba de aislamiento eléctrico (MQT 03/MST 04), Prueba de coeficientes de temperatura (MQT 04), Prueba de rendimiento de baja irradiancia (MQT 07), Prueba de exposición externa (MQT 08), Pruebas de puntos calientes (MQT 09), Prueba de acondicionamiento en frío (MST 55), Prueba de calor y humedad (MQT 13), Prueba de resistencia a la carga mecánica (MQT 16), Teste de impacto de granizo (MQT 17), Prueba de ruptura de módulos (MST 32), Prueba de erosión/oxidación (niebla salina), Prueba de impacto de bola de acero, entre otros.

¿Cuáles son los resultados de los ensayos y simulaciones más exigentes por caída de granizo y/o piedras de vandalismo? ¿Es recomendable cambiar el módulo solar, si queda agrietado el vidrio del panel por algún golpe pero sigue funcionando? ¿Se debe cambiar todo el módulo o se puede reemplazar solo el vidrio? Fueron algunas preguntas respondidas por los especialistas a la audiencia que siguió la transmisión en vivo del webinar en YouTube y LinkedIn.

Conoce más sobre las normas IEC 61215 y IEC 61730, sus certificaciones asociadas y casos prácticos que dan cuenta de su importancia en módulos fotovoltaicos, en el video del webinar que continúa disponible en el canal de YouTube de Energía Estratégica.

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Perú Renovables propone medidas para el avance de proyectos limpios en el país

Por la demanda energética que atraviesa el país, Perú emerge como una región estratégica para que importantes jugadores a nivel nacional e internacional inviertan en el desarrollo de proyectos de energías renovables. 

En este contexto, la asociación civil sin fines de lucro,  Perú Renovable, emerge como un actor clave en la difusión y promoción de estas prácticas en el país, liderando un movimiento hacia un futuro más limpio y sostenible.

En conversaciones con Energía EstratégicaAlfredo Vivanco, Presidente de Perú Renovable, y Gabriela Sobrados, Directora de la misma institución, comparten su visión sobre la coyuntura peruana y señalan propuestas para el avance del sector en el país sudamericano.

“En 2024, se espera un significativo crecimiento en la adopción de renovables en Perú. Respaldado por políticas gubernamentales, inversiones en infraestructura y una creciente conciencia ambiental, el país tiene como meta alcanzar el 20% de participación de energías renovables en su matriz energética para el año 2030. Este objetivo, establecido por el gobierno peruano a través del DS N° 003-2022-MINAM, refleja un compromiso con la transición hacia un futuro más sostenible”, explica Vivanco.

En este sentido, el experto proyecta que la capacidad instalada de energía renovable, que incluye solar, eólica e hidroeléctrica, continúe expandiéndose. Incluso, destaca que se están ejecutando proyectos a gran escala, como parques eólicos y solares, con la participación tanto del sector público como privado.

“Este año entrarán en operación 4 proyectos que sumarán 507 MW al Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN), contribuyendo significativamente a la diversificación de la matriz energética”, asegura.

Desafíos y retos por delante

Con un compromiso compartido entre los sectores público y privado, Perú está bien posicionado para liderar la transición hacia un futuro energético más limpio y sostenible.

A pesar de todo este potencial, Sobrados reconoce que el sector de las energías renovables en Perú enfrenta diversos retos. 

“Uno de los principales desafíos es mejorar la infraestructura de transmisión para integrar de manera eficiente la energía renovable en la red eléctrica nacional. Además, se requiere una mayor estabilidad en el marco regulatorio y político para brindar seguridad jurídica a los inversionistas y promover un entorno propicio para el desarrollo de proyectos”, enfatiza.

Y agrega: “Otro aspecto crucial es la necesidad de mejorar la capacidad técnica y de gestión en el sector, así como promover la inversión en investigación y desarrollo de tecnologías renovables”. 

Además, sugiere la necesidad de abordar las preocupaciones socio ambientales, como la consulta y participación de las comunidades locales en el desarrollo de proyectos y la mitigación de impactos ambientales.

Cambios sugeridos en el marco regulatorio

Con el objetivo de superar estos obstáculos, ambos especialistas proponen cambios específicos en el marco regulatorio para potenciar la actividad renovable en el país. Por ejemplo, proponen el establecimiento de mecanismos de subasta para tecnologías como la geotermia, que actualmente enfrentan barreras económicas debido a sus altos costos iniciales. 

“Las tecnologías renovables como la eólica y solar son rentables actualmente y se debe fomentar su inversión. Caso aparte es el de la geotermia, por ejemplo, que requeriría de mecanismo de subasta para su viabilidad, dado que su costo es alto comparado con otras tecnologías (aproximadamente, relación de 5 a 1 con la solar)”, explica Vivanco.

 Además, Sobrados plantea la creación de un mercado de servicios complementarios que reduzca la inflexibilidad de las unidades térmicas y fortalezca la confiabilidad del sistema eléctrico peruano.

En conclusión, ambos expertos coinciden en la necesidad de un enfoque integral que aborde tanto los aspectos técnicos y regulatorios como las preocupaciones sociales y ambientales para impulsar el crecimiento sostenible del sector de las energías renovables en Perú. 

 

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GCL vaticina cambios tecnológicos en módulos fotovoltaicos a partir del 2026

La firma GCL, fabricante de módulos solares totalmente integrados desde la extracción del silicio hasta la producción de paneles, analizó la evolución tecnológica del mercado fotovoltaico durante el mega evento Future Energy Summit (FES) México

Vitor Rodrigues, director técnico LATAM & Iberia de GCL, vaticinó cambios tecnológicos en las tipologías de celdas solares durante los próximos años a partir de la reducción de la reducción de costos de producción. 

“Los precios bajaron mucho rápidamente, vinculado a la demanda y la oferta. Pasamos de un supplies market a business market, por lo que tenemos más oferta que demanda y las capacidades aumentaron. Pero no creo que se mantenga así por mucho tiempo más”, indicó durante el panel de debate “Energía limpia 24/7: el rol de la energía solar, el almacenamiento y el hidrógeno verde”.

“Tuvimos un cambio tecnológico en 2021 con TOPCon, pero habrá otros en el futuro, ya que por ejemplo ya escuchamos hablar de células tándem, que serán una realidad. Quizás no sea ya mismo con los precios actuales, pero con una estabilización de los precios a lo largo del 2024 y 2025 podremos tener este cambio hacia el 2026”, afirmó. 

Esto no significa que el mercado fotovoltaico no sea “interesante” para GCL, pero su director técnico LATAM & Iberia reconoció que actualmente los márgenes de la compañía no le permiten realizar tanta inversión en llevar adelante esas modificaciones tecnológicas. 

A pesar de ello, GCL se posiciona entre las empresas top 500 en China y su papel como la segunda empresa más importante energética a nivel local que amplían sus negocios hacia nuevas latitudes, incursionando en mercado como el centroamericano y destacando aumentos significativos en la eficiencia de los módulos, pasando del 19% al 22% en menos de un lustro mediante avances en celdas PERC y la transición hacia módulos N-Type.

“Por otro lado, los desafíos no son sólo tecnológicos, sino también de bancabilidad y trazabilidad. Es una realidad para presentar nuestra tecnología para cada proyecto, por lo que desde los fabricantes debemos ayudar en bajar las emisiones de carbono, garantizar auditorías de trazabilidad hasta el silicio para cumplir con los requisitos del mercado”, aclaró. 

Es por ello que desde GCL apuntan a soluciones más dedicadas al mercado Latinoamericano, como por ejemplo productos de cargas mecánicas superiores donde utilizarán distintos marcos de aluminio con compósitos para conseguir 4000 pascales. 

“Queremos traer distintos diseños, somos flexibles y sabemos que no hay una única solución para los proyectos; sino que en algunos se necesita más potencia, otros más cargas mecánicas, entre otras. Es decir, diseños de módulos que permitan la compatibilidad con el sistema”, subrayó Vitor Rodrigues ante un auditorio con más de 400 referentes del sector energético de la región. 

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Gonvarri Solar Steel aumenta su presencia en Chile con un acuerdo de suministro de 40MWp de sus seguidores solares 1P

Gonvarri Solar Steel ha firmado un nuevo acuerdo para el suministro de 40 MWp de sus seguidores solares 1P en Chile, reforzando su posición como uno de los principales proveedores de estructuras solares en el país. Este contrato incluye el suministro de más de 796 seguidores monofila y bifila para un paquete de proyectos situados en las regiones del Atacama y Valparaíso.

Estos proyectos involucrarán la instalación de más de 60.000 módulos fotovoltaicos, lo que permitirá la generación de energía limpia suficiente para abastecer a 23.000 familias cada año. Esta iniciativa no solo subraya el compromiso de Chile con la incorporación de energías renovables en su mix energético, sino que también marca un importante avance en la adopción de tecnologías sostenibles en una de las zonas con mayor irradiación solar del mundo.

La reciente operación se suma al anuncio realizado por la compañía hace unos meses sobre el suministro de 118 MW de sus seguidores 1P también en la región del Atacama. Con estos proyectos, Solar Steel ha alcanzado un track record de más de 600 MW en Chile, de los cuales 158 MW están actualmente en proceso de suministro, reafirmando su posición como un actor clave en el mercado solar chileno, y del panorama global.

Sobre Gonvarri Solar Steel

Gonvarri Solar Steel es una división de Gonvarri Industries dedicada al diseño y fabricación de seguidores solares y estructuras fijas para el sector de la energía fotovoltaica contando con más de 21 GW suministrados en +45 países por todo el mundo. Durante su trayectoria, Gonvarri Solar Steel ha centrado sus esfuerzos en ofrecer a sus clientes soluciones integrales según las necesidades de producto y servicio. Para más información, visite: www.gsolarsteel.com 

Sobre Gonvarri Industries

Gonvarri Industries cuenta con más de 6.000 empleados repartidos por más de 27 países a través de 54 fábricas, 29 centros de distribución y oficinas desde las que suministra soluciones metálicas desde sus líneas de negocio: Centros de Servicio, Metal Structures, Solar Steel, Soluciones de Almacenaje, Electromovilidad, Precision Tubes y Laser.

Para más información www.gonvarri.com 

 

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DAS Solar fue seleccionada por Forbes China con estatus de unicornio en 2023

Forbes China publicó recientemente una lista de nuevas empresas unicornio en China. Con tecnología tipo N y operaciones comerciales estables y sostenibles, DAS Solar fue seleccionada exitosamente en la lista.

La Lista de Unicornios de Forbes China 2023 se basa en la innovación tecnológica, la innovación en el modelo de negocio y las capacidades de financiamiento. El informe destaca el rápido crecimiento e innovación de las startups emergentes en el último año, seleccionadas a través de revisiones de datos y encuestas. Los nuevos unicornios de China están distribuidos en 23 industrias, con un 23% provenientes de tecnologías limpias y nuevas energías.

Lista de Unicornios de Forbes China 2023

Con su tecnología tipo N, DAS Solar se destaca como líder en la industria fotovoltaica verde y baja en carbono. Los envíos de módulos fotovoltaicos han estado consistentemente en el Top 10 global.

A través de una continua innovación científica y tecnológica, la célula logró una impresionante eficiencia de producción masiva de hasta 26.55%, y el voltaje de circuito abierto de 742mV, un récord mundial.

En los últimos 4 años, DAS Solar ha innovado continuamente en tecnología de células tipo N, progresando desde TOPCon 1.0 hasta TOPCon 4.0plus. Al mismo tiempo, una hoja de ruta tecnológica desarrollada por DAS Solar incluye 4 caminos: TBC, SCPC, SFOS y TSiX, esperando que la eficiencia de la célula supere el 40% mediante un proyecto de investigación colaborativa con el equipo de Martin Green en la Universidad de Nueva Gales del Sur.

Aprovechando su tecnología de células de alta eficiencia desarrollada de manera independiente, DAS Solar integra soluciones fotovoltaicas completas en sus aplicaciones de productos. Atendiendo a las diversas demandas del mercado, DAS Solar ha desarrollado tres series de aplicaciones «fotovoltaicas+» adaptadas para escenarios ecológicos, urbanos y flotantes.

Al mismo tiempo, DAS Solar persigue activamente una estrategia de desarrollo internacional, estableciendo subsidiarias en Alemania, Australia y Japón. Esto ha mejorado la red local de ventas y servicios, ofreciendo a los clientes globales una garantía confiable de valor óptimo a largo plazo con soluciones tecnológicamente avanzadas y altamente eficientes.

A medida que la crisis energética y los problemas ecológicos se convierten cada vez más en un problema, abordar el cambio climático global se ha convertido en un consenso.

DAS Solar ha sido repetidamente incluida en la lista «Venture 50» y reconocida por PV Tech como la empresa fotovoltaica con «Mejor Desempeño ESG», destacando su valor de inversión y potencial de crecimiento.

En el futuro, DAS Solar liderará la visión de objetivos de carbono cero, adoptando una perspectiva global para fortalecer la innovación tecnológica como fuerza impulsora.

Como líder global en innovación tecnológica, DAS Solar perseguirá los objetivos de carbono cero en el futuro. En consecuencia, se acelerará el efecto de agrupamiento de la cadena industrial y se transformará la estructura energética, asegurando un crecimiento estable y de alta calidad.

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Llega una nueva edición de la Reunión Latinoamericana de Logística organizada por APLA

Este evento se ha constituido en un ámbito inigualable para actualizarse en materia de tendencias, estrategias y tecnologías de la logística de la industria petroquímica y química. Cómo sucede cada año, la reunión de logística aportará el escenario ideal para el intercambio de buenas prácticas y la generación de nuevas oportunidades de negocios.

En cada edición la Reunión Latinoamericana de Logística, organizada por la Asociación Petroquímica y Química Latinoamericana, se convierte también en un valioso generador de relaciones profesionales entre pares, clientes y proveedores. Para buscar aportes y respuestas al contexto actual, en el programa de este año se destacan los análisis sobre la situación en las cadenas de suministro, la disponibilidad de fletes de diferente tipo y las perspectivas de los costos portuarios.

Con la participación de referentes y especialistas reconocidos junto con las cámaras y asociaciones que nuclean al sector, no faltarán en el programa los debates sobre Innovación y Sostenibilidad en la logística.

Quiénes participan cada año de la Reunión de Logística de APLA:

● Ejecutivos de Supply Chain, Operaciones y Logística, Compras y Comerciales de la Industria Petroquímica y Química.

● Empresas productoras y distribuidoras de productos petroquímicos y químicos.

● Empresas importadoras y exportadoras.

● Empresas proveedoras de servicios logísticos.

● Terminales portuarias y operadores logísticos. Para obtener más información e inscribirse

Quienes deseen obtener más información o inscribirse podrán hacerlo a través de este link.

, Redaccion EconoJournal

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La demanda de electricidad cayó 3,3 % i.a. en el cuatrimestre. Abril con bajas en industrias y comercios

La demanda de energía eléctrica registró en abril último un descenso promedio de -0,4 % en comparación con el mismo mes del año pasado y alcanzó los 10.000,2 GWh a nivel nacional, en tanto que las distribuidoras que operan en Capital y GBA tuvieron una caída de -1,2 %, indicó el informe periódico de la Fundación Fundelec.

En todo el país descendieron, en promedio, los consumos comerciales e industriales, mientras que los residenciales aumentaron, sin compensar la caída general. En el primer cuatrimestre del año el descenso de la demanda de electricidad acumula -3,3 por ciento interanual.

LOS DATOS DE ABRIL

En abril de 2024, la demanda neta total del MEM fue de 10.000,2 GWh; mientras que en abril del año 2023 había sido de 10.042,9 GWh. Por lo tanto, la comparación interanual evidencia un descenso de -0,4 por ciento.

En marzo, se registró una baja intermensual de -16,3 % respecto del mismo mes del 2023, cuando alcanzó los 11.948,9 GWh. Además, se demandó una potencia máxima de 19.122 MW (29/4), lejos del récord histórico de 29.653 MW registrado en febrero de este año.

La demanda residencial de marzo representó el 42 % del total país, con una suba de 5,9 % respecto al mismo mes del año pasado.

En tanto, la demanda comercial descendió -3,9 %, siendo un 29 % del consumo total. Y la demanda industrial reflejó otro 29 %, con una caída en el mes del orden del -5,6 %, aproximadamente.

EVOLUCIÓN DEL CONSUMO EN LOS ÚLTIMOS MESES

La demanda eléctrica registró en los últimos doce meses (incluido abril de 2024): 9 meses de baja (mayo de 2023, -7,8 %; junio, -7,7 %; julio, -1,3 %; agosto, -0,2 %; noviembre, -2,5 %; diciembre de 2023, -9,7 %; enero de 2024, -3,7 %; marzo, -14,6 %; y abril de 2024, -0,4 %), y 3 meses de suba (septiembre de 2023, el 6,3 %; octubre de 2023, 2,3 %; y febrero de 2024, el 7,9 %). El año móvil (últimos doce meses) presenta una baja del -3,1 por ciento.

Los registros muestran que el consumo de energía eléctrica en mayo de 2023 llegó a los 10.815,3 GWh; en junio, 12.069,7 GWh; julio, 12.471,8 GWh; agosto, 11.756,02 GWh; septiembre, 10.962,2 GWh; octubre, 10.453,3 GWh; noviembre, 11.040,7 GWh; diciembre de 2023, 11.762,6 GWh; enero de 2024, 13.086,9 GWh; febrero, 12.848,05 GWh; marzo, 11.948,9 GWh; y, en abril de 2024 alcanzó los 10.000,2 GWh.

En cuanto al consumo por provincia, en abril fueron 18 las provincias y/o empresas que registraron descensos: Santa Fe y La Rioja (-5 %), La Pampa y Santa Cruz (-4 %), Catamarca, Córdoba y San Luis (- 3 %), EDES y Santiago del Estero (-2 %), Entre Ríos, Chubut, EDELAP, Jujuy, Mendoza, EDEN y EDEA (-1 %), entre otros.

Por su parte, 9 provincias presentaron un ascenso en el consumo: Formosa (28 %), Chaco (16 %), Corrientes y Misiones (13 %), Salta (4 %), Río Negro y San Juan (2 %), Tucumán y Neuquén (1 %).

En lo que respecta al detalle de las distribuidoras de Capital y GBA, cuya demanda representó el 30 % del consumo total país, anotaron un descenso conjunto de -1,2 por ciento i.a.. Los registros de CAMMESA indican que EDENOR tuvo una caída de -1,5 %, mientras que en el área de EDESUR la demanda descendió -0,8 %. En el resto del país subió en promedio el 1 por ciento.

TEMPERATURAS

Observando las temperaturas, el mes de abril de 2024 fue menos caluroso en comparación con abril de 2023. La temperatura media fue de 18.7 °C, mientras que en el mismo mes del año anterior fue 19.2 °C, y la histórica es de 17.9 °C.

DATOS DE GENERACIÓN

La generación térmica e hidráulica fueron las principales fuentes utilizadas para satisfacer la demanda, aunque se destaca el crecimiento de las energías renovables. En abril, la generación hidráulica se ubicó en los 2.289 GWh contra 2.285 GWh en el mismo período del año pasado, lo que representa una variación negativa de -0,2 %. Por su parte, la potencia instalada es de 43.965 MW, donde el 58 % corresponde a fuente de origen térmico y 38 % a renovables.

El despacho térmico fue mayor, aunque el consumo de combustible terminó siendo algo inferior si se compara mes a mes a nivel del total. En el conjunto de los combustibles alternativos, se produjo una baja y, en el gas natural, tuvo un consumo similar.

Así, en abril siguió liderando ampliamente la generación térmica, con un aporte de producción de 49,80 % de los requerimientos. Las centrales hidroeléctricas aportaron el 21,77 % de la demanda, las nucleares proveyeron 10,60 % y las generadoras de fuentes alternativas el 17,65 % del total.

La importación de energía eléctrica representó el 0,17 % de la demanda total del mes, indicó el informe.

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MetroGAS alertó por el riesgo de las conexiones clandestinas

La distribuidora domiciliaria de gas natural por redes MetroGAS informó que en un año se triplicaron los casos detectados de conexiones clandestinas al suministro, alcanzando éstas un nuevo récord, y alertó por el riesgo de éstas prácticas.

Los datos surgen de los registros de MetroGAS en la Ciudad de Buenos Aires y en el Conurbano; en 2023 se descubrieron 1.599 instalaciones irregulares, mientras que el año anterior habían sido 544; desde la empresa advierten por el peligro de explosiones, incendios y graves daños que pueden ocasionar éstas conexiones.

“El número de casos viene aumentando en los últimos años y en la mayoría de ellos incluyen medidores alterados, que reducen los valores del gas consumido para disminuir la tarifa final; pero también refieren a trabajos de modificación y manipulación de cañerías para multiplicar las salidas de gas, habilitando de esta forma a más de un domicilio”, explicaron desde MetroGAS.

De acuerdo con los registros de la empresa, la cantidad de instalaciones ilegales halladas en 2023 totalizaron 1.599 conexiones clandestinas. De este total, 390 casos corresponden a CABA y 1.209 a la provincia de Buenos Aires, donde se estan realizando también una mayor cantidad de operativos del área de Fiscalización y Control de la Compañía.

Esta cifra es un salto abrupto respecto de los años previos. En 2022 se habían detectado un total de 544 conexiones clandestinas; en 2021, fueron 636, y en 2019, el total quedó en 424.

“El principal riesgo de una conexión clandestina es la explosión que puede generarse a partir de un escape de gas natural. Otros riesgos pueden ser un incendio o una intoxicación por monóxido de carbono”, advitió la Compañía, que brinda servicio a más de dos millones de usuarios.

Al borde de la tragedia

“Este tipo de conexiones es un riesgo enorme para los involucrados, no solo para las personas que habitan en la locación sino también para el resto de la comunidad. Habilitar una instalación sin las medidas de seguridad correspondientes puede derivar en una verdadera catástrofe”, sostuvo Diego Siri, director de Operaciones de MetroGAS.

En julio de 2023 se produjo una explosión en un departamento ubicado en el barrio de Chacarita (CABA). Los mayores daños fueron roturas de vidrios en la ventana balcón del living, en el baño, roturas en un tabique de durlock y desprendimiento de mamposterías.

La causa de la explosión fue una acumulación de gas dentro del pleno que contiene el recorrido de las cañerías internas de todas las unidades del edificio. Al inspeccionar el lugar, personal calificado de MetroGAS detectó un total de 32 conexiones clandestinas, las cuales les daban gas a las cocinas en los departamentos.

“El del edificio de Chacarita es uno de los casos en las que una conexión clandestina de gas podría haber sido fatal. Luego de la explosión, hubo que evacuar a más de 50 habitantes del domicilio”, explicaron desde la Distribuidora.

Poco antes, en marzo, hubo un incendio en un hostel de San Telmo. El fuego se inició en la cocina y pudo ser sofocado con matafuegos por los ocupantes. En el lugar, los bomberos detectaron que el nicho de gas estaba vacío, no había medidor y el suministro de las 45 unidades del complejo se hacía por una conexión directa realizada en forma antirreglamentaria.

En noviembre del año pasado, en tanto, MetroGAS detectó en una empresa ubicada en la localidad bonaerense de Avellaneda, una conexión clandestina que permitía el ingreso de gas natural al domicilio sin ser medido y sin tener una instalación interna aprobada por la distribuidora. Al realizar la inspección se encontró una caldera de gran porte encendida que era abastecida por esa conexión clandestina. En la vía pública, en tanto, se halló una derivación perpendicular al caño mayor de MetroGAS que ingresaba a la propiedad y permitía el paso de gas natural sin ser medido.

También en noviembre último se generó otro incendio en una fábrica en Luis Guillón, partido de Esteban Echeverría. Luego que los bomberos controlaran el siniestro la cuadrilla de MetroGAS encontró una conexión directa de gas, en la que se produjo un escape. Eso fue lo que inició el fuego en un montículo de residuos y las llamas alcanzaron también mediasombras, árboles y parte del exterior de la propiedad.

Se trató de un peligroso caso de reincidencia ya que, aunque la conexión fue clausurada, se sospecha que la fábrica generó una nueva instalación ilegal, por lo que el sector de Fiscalización y Control de la empresa acentuó su trabajo en la zona. El grupo económico dueño de la fábrica tiene ocho antecedentes de conexiones clandestinas. Una de ellas había sido detectada en junio bajo una muralla de piedras que derivó en una denuncia penal, se indicó.

Qué hacer si se descubre una conexión clandestina

En caso de detectar una conexión de gas realizada en forma ilegal dentro de la vivienda en la que se reside o en edificios o comercios vecinos, el primer paso es denunciar la situación ante la distribuidora, para que verifique la legalidad de la instalación.

Para eso, MetroGAS brinda dos pautas básicas que permiten identificar situaciones potencialmente peligrosas:
. Cualquier intervención sobre una instalación de gas natural realizada tanto en el interior de la vivienda como en vía pública llevada a cabo por personas ajenas a MetroGAS, a su personal contratista o instaladores matriculados.
. Cualquier instalación de gas natural que no cuente con un medidor de MetroGAS.

El gasista matriculado es el profesional identificado y autorizado, con conocimientos teóricos-prácticos para diagnosticar, verificar y reparar la instalación interna y los artefactos. En www.metrogas.com.ar se encuentra disponible el listado de gasistas matriculados habilitados por la distribuidora.

“Para MetroGAS priorizar la seguridad es el eje de sus acciones, y por eso redobla sus esfuerzos año tras año para concientizar sobre las instalaciones de gas. La revisión anual de los artefactos realizada por un gasista matriculado resulta clave”, concluyó Siri.

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YPF continuará explorando en el lado mendocino de Vaca Muerta con inversiones aproximadas de US$ 30 millones

Luego de culminar el proceso de fracturas en los dos pozos que tiene en Malargüe con más de 17 millones de dólares invertidos, YPF presentó el resultado de los trabajos de exploración no convencional en el lado mendocino de la formación Vaca Muerta.

Lo hizo anunciando el compromiso de seguir explorando más allá del hubcore (núcleo de la formación) por los resultados “auspiciosos” y con estrategias de trabajo que implican más inversiones incluso para 2025.

Hasta el momento, se perforaron un pozo vertical y dos pozos horizontales de 1.074 y 1.059 metros de rama cada uno, en Paso Bardas Norte (Concesión de explotación) y CN-VII A (permiso exploratorio), con perspectivas de nuevos pozos y más inversiones que rondarán los US$30 millones.

“Se trata de una noticia muy importante para la industria energética mendocina, ya que estos resultados posicionan nuevamente a Malargüe en el centro de la visión y el futuro energético”, señaló el subsecretario de Energía y Minería del Ministerio de Energía y Ambiente, Manuel Sánchez Bandini.

“Esto abre un nuevo horizonte de incorporación de reservas para Mendoza en materia de hidrocarburos, en un momento en el que hay una visión industrializadora para el Sur mendocino, con el Polo Logístico e Industrial Pata Mora, que prestará servicio a las empresas y servicios que operan en la zona y a todo el desarrollo minero de Malargüe Distrito Minero Occidental”, amplió.

“Junto con las 12 áreas que tenemos en licitación en la provincia, con un nuevo modelo de licitación continua, la reactivación del área petrolera más alta del país, Vega Grande, por parte de Emesa, y la cesión de derechos de esta área agregamos dinamismo al sector energético, por el que trabajamos en materia de hidrocarburos”, aseguró.

“La llamada lengua mendocina de Vaca Muerta no es idéntica a la de Neuquén, pero tiene excelentes prospectos de exploración y los resultados validan el modelo geológico. El paso siguiente es continuar con más inversiones, bajar el riesgo geológico y avanzar en el desarrollo de nuestro reservorio no convencional”, concluyó el subsecretario.

Conclusión de los trabajos

En Paso Bardas Norte se realizaron 12 etapas de fracturas hidráulicas. Se inició el ensayo el 18 de febrero de 2024, y mostró desde sus inicios interesantes porcentajes de petróleo de densidad 38°API. Según consignó la empresa, alcanzó con orificios superiores caudales cercanos a 100 m3/d de bruta.

Actualmente ensaya con 69 m3/d de bruta y 51% de petróleo, con 35 m3/d al 19/04 del presente.

En Aguada Negra, en tanto, se realizaron 13 etapas de fracturas hidráulicas. Se inició el ensayo y desde sus inicios mostró interesantes porcentajes de petróleo de 43°API. Actualmente, produce con una bruta de 84 m3/d y 48% de petróleo (41 m3/d), con un GOR de 1.000 m3/m3.

Los ensayos de los pozos no convencionales fueron extendidos en el tiempo mínimo necesario para poder evaluar correctamente los niveles de reservorio y continuarán evaluando su comportamiento. Comenzaron el 18 de febrero de 2024 y se finalizaron el 18 de mayo. Luego se continuará con las instalaciones de producción apropiadas.

Próximos pasos

YPF presentó la solicitud para pasar al segundo período exploratorio en el permiso sobre el área de reserva de CN-VII A, para perforar un nuevo pad (locación de producción) de dos pozos horizontales a mayor profundidad, lo que permitiría alcanzar mayor presión de reservorio y, por consiguiente, posible mejor productividad.

En caso de encontrar una productividad y acumulada por pozo tal que el proyecto fuera rentable, abriría para las áreas (CN-VII A y Paso Bardas Norte) un desarrollo de alrededor de 212 pozos horizontales (orgánico inferior y orgánico superior) navegando en dos niveles productivos, en un área total de 102 km2

Existe la posibilidad de desarrollar un tercer nivel de navegación, que adicionaría 122 pozos de desarrollo (cocina).

El plan exploratorio de los bloques contempla realizar, en 2025, un piloto vertical a partir del cual se definirán dos niveles a navegar y con dos ramas horizontales de 2.500 metros.

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En el medio de la ola de frío y el faltante de GNC, Cammesa busca adquirir 12 cargamentos de combustible líquido

La Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico S.A. (Cammesa) abrió una licitación para adquirir 12 cargamentos de fueloil y gasoil con el objetivo de dar respuesta al aumento del consumo de gas ante el avance de la ola de frío y evitar mayores restricciones en el sistema, que ya empezó a verse limitado en la venta de GNC.

La firma encargada de administrar el mercado energético busca traer 7 cargamentos de 50.000 m3 de gasoil cada uno y 5 cargamentos de fueloil por 200.000 toneladas en total, de acuerdo a la información recabada por EconoJournal. Se calcula que el costo de todos los cargamentos rondaría los US$600 millones. Las empresas interesadas en participar de la licitación deberán presentar sus ofertas este miércoles.

La salida al mercado de Cammesa en busca de combustible se da a partir de la reducción de gas natural disponible en el sistema, a causa de las limitaciones actuales para transportar la energía, que residen en la falta de capacidad en los gasoductos durante los picos de demanda.

Esa capacidad se aumentará una vez completada la obra de las plantas compresoras en Tratayén y Salliqueló del Gasoducto Néstor Kirchner, lo que permitiría duplicar el volumen de gas transportado desde Neuquén hasta Buenos Aires (hoy se envían 11 MMm3 por día de gas).

Desde la Secretaría de Energía planean que la planta compresora de Tratayén empiece a operar en el transcurso de junio, lo que permitirá traer 5 MMm3 por día más de gas natural desde Neuquén.

El Enargas reveló recientemente que el linepack (presión) del sistema de transporte de gas viene a la baja desde la última semana. Ante esto, Energía instruyó a Cammesa a que empiece a despachar el parque de generación termoeléctrico con la mayor cantidad de combustibles líquidos posibles.

A esta limitación del mercado local, se suma la suspensión de los envíos de energía de Brasil hacia la Argentina a causa de las inundaciones en el sur del territorio gobernado por Lula Da Silva.

Ante este panorama, el Gobierno estudia alternativas para dar respuesta a la creciente demanda y evitar mayores restricciones en el suministro del gas. En este sentido, desde la semana pasada se registran problemas para conseguir cargar GNC para vehículos, ya que algunas distribuidoras de gas empezaron a cortarle el suministro “interrumpible” a más de 124 estaciones de servicio ubicadas en el AMBA, La Plata, Mar del Plata, Santiago del Estero y Tucumán.

El corte de gas de contratos interrumpibles de GNC fue la primera medida del sistema para lograr autopreservarse ante el faltante. La segunda, que quiere evitar el Ejecutivo, es el corte de los contratos interrumpibles de gas en poder de industrias y grandes comercios. 

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Aseguran que un hogar promedio del AMBA gasta más de $118.000 por mes en luz, gas, agua y transporte

Las familias que viven en el Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA) necesitaron más de $118.000 en mayo para pagar las tarifas de servicios públicos, según reveló un informe del Observatorio de Tarifas y Subsidios del Instituto Interdisciplinario de Economía Política (IIEP), que depende de la UBA y el Conicet.

El análisis calculó que la canasta de servicios públicos para un hogar promedio del AMBA fue de $118.825, sin subsidios, durante el quinto mes del año. Este costo significa una suba del 15,6% respecto al gasto de $102.779 de abril.

El aumento de la canasta, que incluye la cobertura de las necesidades energéticas, de transporte y de agua potable, “se explica, principalmente, por mayores consumos de gas natural y energía eléctrica conforme se acerca el pico estacional de invierno”, precisó el reporte.

El costo de la canasta total se incrementó 295% respecto de diciembre de 2023 a partir de las actualizaciones de tarifas de transporte (enero y febrero), energía eléctrica (febrero), agua y gas natural (abril).

En la desagregación por servicio, el trabajo precisó que “el incremento más importante fue para el gas natural con un aumento del 893% respecto a diciembre de 2023 y es explicado tanto por el aumento de tarifas en abril como por una utilización más intensiva en el mes de mayo respecto a diciembre” y aportó que “el gasto en transporte aumentó 410%, en agua 209% y en energía eléctrica 124%”.

Con estos valores, en mayo, la canasta de servicios públicos del AMBA ocupa el 14% del salario promedio registrado del mes a la vez que el peso más importante dentro de los servicios lo ocupa el gasto en transporte.

Los datos se conocen en medio de la decisión del Gobierno de postergar los aumentos previstos para las tarifas de gas y luz, y de incrementar los subsidios del transporte, para contribuir a consolidar el descenso de la inflación de las últimas semanas.

Al respecto, el estudio reveló que “la cobertura tarifaria, estimada como el promedio ponderado de costos de los servicios públicos en el AMBA a cargo del usuario, es del 37% en el mes de mayo”. Esto significa que “el Estado se hace cargo del 63% restante”.

Subsidios

En este sentido, los principales subsidios económicos a los sectores Agua, Energía y Transporte tuvieron en abril un crecimiento acumulado anual del 133,4% respecto de igual periodo del año anterior y por lo tanto su variación real muestra una reducción del 40,8% acumulado anual en el período.

De esta manera, el reporte vuelve a evidenciar el recorte por parte del Gobierno de los subsidios y las transferencias a las empresas licenciatarias de los servicios. En ese sentido, el estudio reveló que “en el primer cuatrimestre acumuló una ejecución del 47% respecto del crédito vigente para los rubros seleccionados”.

Los subsidios a la Energía, que representan el 76% de los subsidios totales, aumentaron 138% acumulado anual nominal mientras se reducen 40,7% acumulado anual real en el primer cuatrimestre.

Las transferencias devengadas de Energía Argentina S.A. (ENARSA) acumuladas en cuatro meses aumentaron 63,9% acumulado anual nominal (-57,4% acumulado anual real). A su vez, las transferencias a CAMMESA aumentaron 213,6% nominales acumulado anual mientras se reducen 23,4% acumulado anual en términos reales.

Las transferencias por el Plan Gas.Ar (incentivos a la producción de gas natural) se redujeron 49,1% acumulado anual (-85,9% en términos reales). En tanto que las transferencias a Aerolíneas Argentinas fueron nulas mientras que AYSA devengó solo $75 millones contra $7.455 de igual periodo anterior.

El sector Transporte, por su parte, explica el 24% de las transferencias y crece 127,9% acumulado anual nominales, que equivale a una reducción del 39% en términos reales. El Observatorio destacó que “dentro del mismo, la partida más relevante es el Fondo Fiduciario del Sistema de Infraestructura del Transporte (FFSIT) que crece 159,7% a.a. en términos nominales y se reduce -30,5% a.a. real en el primer cuatrimestre de 2024”.

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La venta de combustibles en abril fue la más baja en 34 meses

La venta de combustibles en abril fue la más baja en 34 meses, tras un retroceso de 13,7%, el más fuerte en tres años y medio, según un estudio privado.

La caída tiene origen en la recesión económica interna, pero además en la baja que se produjo en las zonas limítrofes por la suba del precio de los combustibles.

El presidente, Javier Milei, dijo en las últimas horas que la actividad económica había tocado piso en marzo y abril y aseguró que ya comenzaron a observarse signos de reactivación.

De acuerdo al trabajo de la consultora Politikón Chaco, en abril se comercializaron 1.296.255 metros cúbicos de combustible al público, entre naftas y gasoil.

“Se trata del volumen de ventas más bajos de los últimos 34 meses: hay que remontarse a junio 2021 (con 1.157.630 metros cúbicos comercializados) para ver un número menor”, precisó el informe.

Añadió que “en la comparación contra abril de 2023, las ventas de combustible mostraron un retroceso del 13,7%, siendo ese el descenso más fuerte de los últimos 41 meses y el quinto mes consecutivo con ese resultado; respecto al mes previo (marzo 2024) las ventas descendieron 6,9%”.

Las naftas exhibieron una baja del 11,4% interanual aunque con alta disparidad según el segmento: las ventas de nafta súper caen 6,8% interanual pero las de naftas premium lo hacen en -24,2%. Respecto al gasoil, el resultado global fue de caída del 16,5% interanual: dentro de este, el común cayó 19,1% y el premium lo hizo en -10,7%.

En lo que respecta a la distribución geográfica solamente dos de las veinticuatro provincias exhibieron incrementos en la comparación interanual: CABA con +1,9% (apoyado en la nafta que creció 5,2% vs. -7,4% del gasoil) y Río Negro con +0,3% (traccionada por el gasoil con +3,7% vs. -2,8% de la nafta).

Por el contrario, en las veintidós jurisdicciones restantes las ventas de combustibles se contrajeron: la caída más leve, siendo la única de un dígito, se observa en Catamarca (-9,5%); pero el resto de los distritos cae en doble dígito con altos desvíos.

Por caso, en dos provincias la baja fue superior al 30%. Misiones con -32,2% y Formosa con -35,1%, los descensos más fuertes del país, jurisdicciones limítrofes donde se produjo una menor afluencia de extranjeros ante la suba de los pecios.

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Advierten que este año ya hubo 16.000 robos de cables en la zona del AMBA

El robo de cables no es un fenómeno aislado, ya que los hechos se reiteran de manera cotidiana, con cifras que preocupan. Una estudio reveló que en el Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA) se registraron 16.000 robos de cables en lo que va del año, que dieron lugar a ocho muertos en el marco de episodios dramáticos.

El dato fue dado a conocer gracias a una nueva Encuesta Mensual sobre Delitos, Inseguridad y Violencia desarrollada por la ONG Defendamos Buenos Aires que, con la asistencia de la Consultora Javier Miglino y Asociados tomó como punto de partida las causas que se investigan en la justicia Nacional de Instrucción en lo Criminal, más las causas penales de los juzgados de Lomas de Zamora, Quilmes, La Matanza, San Martín, San Isidro, Morón y Moreno; donde quedó acreditado que “la mafia de los ladrones de ‘cobre manchado con sangre’ está atacando cada vez más fuerte en la Ciudad de Buenos Aires y en el Conurbano bonaerense”.

“En lo que va de 2024, hubo al menos 16.000 robos, con un saldo de ocho muertos al momento de perpetrar los saqueos. La enorme mayoría se perpetran en la Ciudad, pero también en el Conurbano y en particular en Lomas de Zamora, Morón y Quilmes”, indicó el informe.

Asimismo, el director de la citada ONG, Javier Miglino, rememoró: “En las últimas horas se incendió un edificio que albergaba una estación de servicio, ubicado en la esquina de Avenida Corrientes y Pringles, en el barrio de Almagro. El complejo, fuera de uso hace varios años, había sido usurpado por personas que solían pasar ahí sus noches. Es vox populi en el barrio que los habitantes de esta mega ranchada roban en la zona, desde teléfonos celulares a ruedas de autos. A fines de 2023 empezaron a robar cables de cobre de todo tipo, desde cables de teléfonos hasta cables de corriente alterna”.

“No escatiman en destrozar las costosas torres telefónicas de la zona para extraer los cables, dejando en el camino a 250 clientes sin servicio. Una vez robados los cables, los guardan en bolsas negras y los llevan al aguantadero de Corrientes y Pringles. A altas horas de la noche y para evitar denuncias, prenden fuego a los cables de plástico para tener por la mañana el cobre listo para vender. Esta vez se les fue la mano e incendiaron el lugar, lo que nos habla de bandas muy peligrosas, capaces de matar y con un nivel de impunidad del 100 por ciento”, afirmó el director de la ONG Defendamos Buenos Aire.

Asimismo, Miglino hizo hincapié en otro caso y expresó que “personal de Gendarmería Nacional secuestró en el mes de marzo un cargamento de más de 28.000 kilos de alambre de cobre que eran transportados en un camión desde Buenos Aires hacia la provincia de Misiones sin aval legal”.

“Efectivos de la Sección Núcleo dependiente del Escuadrón 7 Paso de los Libres ‘Cabo Misael Pereyra’ detuvieron en el kilómetro 536 de la ruta nacional 14 a un camión, procedente de Buenos Aires y Santa Fe con destino a la provincia de Misiones, más precisamente a la localidad de Puerto Iguazú. Al revisar la carga los agentes se percataron que la misma no coincidía con lo declarado en los papeles presentados por el conductor que respondía a chatarra. Una inspección más detallada reveló que transportaba un importante cargamento de alambre de cobre ilegal, con un peso total de 28.305 kilos”, puntualizó Miglino.

Y agregó: “El mencionado camión era acompañado a forma de puntero por un automóvil que también se detuvo y cuyo conductor, al darse cuenta del descubrimiento de los gendarmes, intentó sobornarlos ofreciéndoles dinero para conseguir continuar la marcha. El sujeto también resultó detenido. El Juzgado Federal de Paso de los Libres intervinientes en la causa, confirmó a Defendamos Buenos Aires que se ordenaron la detención de los dos ciudadanos, el secuestro de la mercadería, de ambos vehículos y dinero en efectivo hallado. En total más de 2.000 millones de pesos”.

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Proyecto Vaca Muerta Sur: YPF comenzó la construcción del oleoducto

Se trata del primer tramo de 130 kilómetros del oleoducto Vaca Muerta Sur que, cuando esté concluido en su totalidad, contará con una terminal de exportación en la zona de Punta Colorada, cerca de Sierra Grande. Este primer tramo es estratégico porque permitirá ampliar la producción de petróleo mientras se aguarda la obra definitiva. Unirá las localidades de Añelo, en Neuquén, con Allen, en nuestra provincia, para conectar con el sistema de Oldelval. Ello permitirá aumentar la producción mientras avanzan los permisos para el segundo tramo, de otros 437 kilómetros de oleoducto en suelo rionegrino. La obra es ejecutada por […]

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Punta Quilla ofrece muy buenas condiciones para el trabajo de Total Energies

Claudia Borbolla, gerente de Asuntos Públicos de Total Austral, principal operadora del proyecto offshore “Fénix”, que se instala en Tierra del Fuego pero tiene base operativa en el puerto de Puerto Santa Cruz, habló con TiempoSur sobre los avances del mismo y la importancia operativa que tendrá Punta Quilla en el futuro próximo. “La operación tomará más impulso en el puerto cuando, a partir de fines de mayo, llegue la plataforma de perforación Noble Regina Allen”, aseguró. El proyecto offshore “Fénix” impulsado por TotalEnergies, en asociación con Wintershall Dea Argentina y Pan American Energy, ha mostrado avances importantes en este […]

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Guido Lavalle, nuevo presidente de CNEA: “La revisión del reactor CAREM es un tema natural en proyectos innovadores”

La Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA) contaría con el presupuesto necesario para avanzar en la construcción y finalización de sus tres mayores proyectos en ejecución. En el centro de la escena está la continuidad del desarrollo del reactor prototipo CAREM, iniciativa que pasará por una Revisión Crítica de Diseño, según lo informado por el jefe de Gabinete, Nicolás Posse, en su primer informe de gestión elevado al Senado la semana pasada.

El gobierno afirma que el reactor multipropósito RA-10 estaría listo en la segunda mitad de 2025 y requerirá una inversión estimada en US$ 60 millones, mientras que el Centro Argentino de Protonterapia necesitará una inversión de US$ 7 millones para comenzar a dar algunos servicios de medicina nuclear este año y habilitar el uso integral a partir de 2025. En lo que respecta al CAREM, un prototipo de reactor modular pequeño, se estima que hace falta una inversión de US$ 260 millones para finalizarlo.

EconoJournal entrevistó al nuevo presidente de la CNEA, Germán Guido Lavalle, para indagar en profundidad sobre la agenda del sector nuclear. Es la primara nota periodística que concede el funcionario desde que asumió el cargo. Lavalle es un doctor en Ingeniería Nuclear egresado del Instituto Balseiro. Entre 1996 y 2000 fue gerente de Relaciones Internacionales y Transferencia Tecnológica de la CNEA. Posteriormente, fue rector de la Universidad Argentina de la Empresa (UADE) y del Instituto Tecnológico de Buenos Aires (ITBA). En 2007 fundó CANDOIT, una empresa dedicada a la inteligencia artificial, el desarrollo de software y la asesoría en ingeniería.

Germán Guido Lavalle, nuevo presidente de la CNEA.

-La Secretaría de Energía informó que la prórroga del crédito presupuestario del año 2023 alcanza en la CNEA para afrontar los gastos de la institución aproximadamente hasta mayo o junio. ¿Qué pasará con el presupuesto para el resto del año?

Toda la administración pública nacional no tiene un presupuesto 2024 porque el Congreso no lo aprobó, lo que se hizo fue prorrogar el presupuesto 2023. Toda la Administración Pública está en la misma situación, las universidades, los organismos, los ministerios, todos tienen en principio un presupuesto prorrogado. Dada la inflación, obviamente, ese presupuesto llega hasta mitad de año. Pero el mensaje no es que se está desfinanciando. Entonces, sobre esa prórroga, todos los organismos pedimos una ampliación del crédito presupuestario. Eso es lo que hicimos desde la comisión. La Comisión de Energía Atómica está siguiendo su curso con mensajes favorables del Ministerio de Economía. No es que haya un presupuesto hasta junio ni que haya unos recortes. En algunas partidas ya tenemos respuesta positiva. Y en otras hemos hecho reformulaciones y con eso vamos a tener presupuesto hasta diciembre, como corresponde.

-El reporte de Jefatura de Gabinete indica que se procederá con una revisión crítica de diseño del reactor CAREM. ¿Por qué es necesaria esta revisión?

La revisión del reactor CAREM es un tema natural en proyectos innovadores. Siendo este un reactor bastante innovador, tiene varios puntos que requieren sentarse y hacer el análisis. La última revisión crítica de diseño se hizo hace unos años y es el momento, independientemente del proyecto y la construcción que siguen su marcha, de una revisión de los puntos más críticos, más innovadores, con un grupo de expertos que dice, acá estamos bien, acá hay que tener cuidado, etc. Ya se definió el grupo de expertos y están empezando a trabajar.

-¿Hay una estimación de cuánto tiempo llevará esa revisión?

Les pusimos un plazo máximo de 60 días corridos, espero que sea menos. El grupo de expertos tiene que identificar aquellos aspectos que requieran una revisión o un rediseño, en particular los aspectos más innovadores del reactor.

-A partir de esa revisión, ¿qué podría ocurrir en lo relativo a las obras?

Esencialmente lo que se ha estado trabajando en estos tiempos es la obra civil. Respecto de la obra civil, no se espera que ocurra nada. La revisión es sobre los sistemas de ingeniería, básicamente las cosas que van adentro del reactor, que todavía no están fabricadas, hay algunos componentes que sí se están haciendo. Esa revisión puede decir, mirá, conviene hacer esta modificación, hacer estas mediciones, o hacer estas pruebas, eso es lo que se espera que los expertos concluyan. Lo que dice la ingeniería de proyecto es, los puntos más innovadores, tenemos un plan B por si esto no resulta, no funciona del todo bien, eso es lo que tienen que revisar los expertos. Este es un procedimiento medio normal en este tipo de obras y yo entiendo que la responsabilidad que estoy tomando,como invertimos fondos públicos, es asegurarnos que vaya a llegar a buen puerto y este es el mecanismo que tenemos los ingenieros para verificarlo.

-¿Existe la posibilidad de abrir el proyecto a la participación de un socio privado?

Existe la posibilidad de abrir a fondos privados. No he tenido oportunidad de discutir con ningún inversor que quiera hacerlo, ni tenemos una política definida al respecto. Pero bienvenido si hay un socio privado que quiera sumarse a este proyecto.

-¿Qué ocurrirá con los proyectos del reactor RA-10 y del Centro Argentino de Protonterapia?

El RA-10 es una prioridad uno para todos nosotros. Es un reactor cuya producción de radio isótopos genera un interés enorme en el mundo por comprarlos. El objetivo es terminar tan pronto se pueda con ese proyecto. Recibo llamados de todo el mundo que quieren comprar la producción del reactor, así que hay muchísimo interés. Se estima que falta un año y medio para que entre productivo, trataremos de cumplir con ese plazo. Respecto del centro de protonterapia es de mucho interés, es el primero en América Latina que usaría esta tecnología que sirve para tratar tumores, pero de manera mucho más precisa que con las otras metodologías, con los aceleradores habituales. Es más preciso, permite que cuando uno ataca el tumor, no afecte a las células buenas que lo rodean. Eso es muy bueno, particularmente cuando el paciente es chico, para los niños, donde todos los órganos son más chicos, donde esa precisión agrega más valor todavía. Con algunos de los equipos auxiliares que estamos construyendo en el centro esperamos ya en los próximos meses poder brindar servicio al público, pero con lo que es el acelerador principal, justamente la terapia con protones, falta un tiempito más, pero estamos trabajando en eso también.

Al asumir la gestión remarcaron la importancia de crear empresas de base tecnológica. ¿Por qué son relevantes?

La CNEA tiene unos pocos miles de personas, centenares de laboratorios donde aparecen cosas nuevas todos los días. Entendemos que es un resultado que le debemos a la sociedad generar más empresas de base tecnológica a partir de esas investigaciones. La tarea que tenemos por hacer es facilitar eso, apoyar, conseguir los capitales necesarios. Todas las grandes universidades u organismos de ciencia y tecnología le ponen mucho foco a esto, entendiendo que genera no principalmente dinero para la institución sino un buen retorno para la sociedad tener esas empresas y que tengan éxito.

, Nicolás Deza

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YPF invertirá más de 30 millones de dólares para continuar la explotación de la Vaca Muerta mendocina

La decisión se tomó luego de conocerse resultados alentadores en dos fracturas realizadas en Malargüe. YPF confirmó una inversión cercana a los 30 millones de dólares en la zona conocida como la “Vaca Muerta mendocina“, tras los resultados obtenidos de las primeras fracturas en Paso Bardas Norte y CN-VII. “Se trata de una noticia muy importante para la industria energética mendocina, ya que estos resultados posicionan nuevamente a Malargüe en el centro de la visión y el futuro energético“, señaló el subsecretario de Energía y Minería del Ministerio de Energía y Ambiente, Manuel Sánchez Bandini. Desde el Gobierno explicaron que […]

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Demsa 500: La Vanguardia en la Lucha Contra Incendios

Hoy nos complace anunciar el lanzamiento del Demsa 500, un agente encapsulador que representa un hito en la evolución de los sistemas de extinción de incendios. Este innovador producto está diseñado para combatir de manera efectiva incendios de Clase A, B, D, K y, en particular, aquellos causados por la exponencial ignición de las baterías de iones de litio, cada vez más recurrentes en todas las industrias, debido al incremento y al uso intensivo de estos dispositivos. El Demsa 500 disminuye drásticamente la tensión superficial del agua, facilitando una penetración en los materiales incendiados y logra una saturación más completa […]

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Desafiando el statu quo: La Ley de Pareto como catalizador del cambio organizacional

Muchas organizaciones se ven obstaculizadas por la resistencia al cambio, argumentando que este proceso es demasiado complejo o costoso. Este artículo explora el potencial de la Ley de Pareto como herramienta para impulsar el cambio organizacional efectivo, brindando a los líderes empresariales una guía práctica para implementar este principio en sus organizaciones. Tenía un jefe cuando trabajaba en el Banco que me decía: «Esta empresa no cambia más. Yo hace rato estoy acá y conozco el paño. ¿Sabes el esfuerzo que significa cambiar la mentalidad generada en tantos años? Yo ya pasé por muchos cambios de política económica y bancaria, […]

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Mendoza: Energía y Ambiente firma un convenio que impulsa el desarrollo económico circular

Se celebró entre el Gobierno provincial y Reciclarg Recycling Technology SA. Tiene como objetivo implementar acciones estratégicas que contribuyan a acelerar la transición hacia un modelo de desarrollo económico circular y regenerativo de los sectores productivos claves del territorio provincial. Este convenio se enmarca en los objetivos establecidos en la Agenda 2030 para el desarrollo sostenible (ODS) y contempla la entrega del certificado emitido por el Gobierno de Mendoza Mendoza Intec Sustentable. A través del convenio, se ordenan las potencialidades de desarrollo estratégico de todos los sectores y actores de la provincia. Se busca tener un desarrollo ordenado al considerar […]

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Rondas Spot del MEGSA

Desde el viernes 17/05, ENARSA ofrece al mercado interno gas natural con precios inferiores a los que había fijado para las operaciones con distribuidoras hasta el día anterior.

En las Rondas SPOT del MEGSA en las que ofrezca gas proveniente de Neuquén vía el Gasoducto Presidente Néstor Kirchner (GPNK) el precio es el precio PIST de los cuadros tarifarios fijados por el ENARGAS más 0,9471USD/MMBTU si la distribuidora lo toma en Salliqueló, y 0,9930 USD/MMBTU si lo hace en Cardales.

En las Rondas SPOT de MEGSA en las que ofrezca gas producto de la regasificación de GNL en Escobar el precio será el precio PIST de los cuadros tarifarios fijados por el ENARGAS más 2,19 USD/MMBTU.

A partir de esta novedad varias distribuidoras comenzaron a comprar en las Rondas GPNK.

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Caen los precios del petróleo en medio de la inestabilidad política en Irán y la inflación en EEUU

Los efectos de la muerte del presidente de uno de los países productores parece no haber golpeado en la forma en que se esperaba, pero los datos económicos sí. Los precios del petróleo cayeron tras los datos de inflación estadounidense y unos tipos de interés elevados que podrían deprimir la demanda industrial y de consumo; mientras, en Medio Oriente hay expectativas respecto a las consecuencias que traería la muerte del presidente de Irán al precio del crudo. Los futuros del crudo Brent cayeron 83 centavos, o un 1%, a 82,88 dólares el barril. El crudo estadounidense West Texas Intermediate (WTI) […]

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Para evitar un fuerte aumento de la inflación, el gobierno congeló los precios del gas en mayo

El ministerio de Economía tomará la tarifa de un mes para evitar aumentos que superarían el 400%. La Resolución 224/2024, publicada este lunes en el Boletín Oficial, confirmó la medida. A la Secretaría de Energía, el Ministerio de Economía propuso «con el objeto de consolidar el proceso de desinflación llevado a cabo por el Gobierno, verificado a la fecha, resulta razonable y prudente postergar en el mes de mayo la aplicación efectiva de las actualizaciones dispuestas en las resoluciones de los Entes antes señaladas y los aumentos del PEST correspondiente a energía eléctrica y del PIST en el gas». Manuel […]

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Transición energética: ¿Cuánta inversión se requiere para lograr cero emisiones?

Según un grupo de investigadores, se necesitarían billones de dólares en inversiones acumuladas para lograr un sistema energético mundial neutral en carbono para 2050. Se afirmó que todos los sectores con bajas emisiones de carbono necesitaban un mayor impulso. El equipo de investigación BloombergNEF (BNEF) informó que para lograr un sistema energético global totalmente descarbonizado para 2050, el mundo necesitaría hasta 215 billones de dólares en inversiones acumuladas. El precio estimado de 181 billones de dólares en un escenario de transición económica (ETS) planteado por el grupo sería un 19% mayor que la inversión. El resultado sugiere que varios sectores […]

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Estudios relacionan las hornallas a gas con 19.000 muertes anuales en EEUU: cómo prevenirlo

Un nuevo proyecto de ley en California planea advertir sobre los riesgos de estos artefactos debido a emisiones de dióxido de nitrógeno, monóxido de carbono y benceno. California está evaluando la implementación de etiquetas de advertencia en las hornallas a gas debido a sus emisiones tóxicas, según un nuevo proyecto de ley presentado en la Asamblea del Estado. La medida sigue a un reciente estudio de la Universidad de Stanford que vincula estas hornallas con aproximadamente 19.000 muertes anuales y un aumento significativo en la exposición prolongada al dióxido de nitrógeno. Gail Pellerin, miembro de la Asamblea de California, propuso […]

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RIGI, litio y el rol del cobre en la transición, los ejes de la inauguración de la Expo San Juan Minera

SAN JUAN (enviada especial)-. Este martes comenzó la décima edición de la Expo San Juan Minera, organizada por Panorama MineroLa apertura estuvo a cargo del gobernador Marcelo Orrego; y del secretario de Minería de la Nación, Luis Lucero, quienes destacaron el potencial de la provincia y la necesidad de que se apruebe el Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) a fin de atraer inversiones para dinamizar el sector.

De la inauguración también participaron Ricardo Martínez, presidente de la Expo San Juan Minera 2024; Romina Sassarini, presidenta del Consejo Federal de Minería; Franco Mignacco, vicepresidente de CAEM y presidente del Departamento Minero de la Unión Industrial Argentina; Héctor Laplace, secretario general de la Asociación Obrera Minera Argentina (AOMA); Marcelo Mena, secretario general de ASIJEMIN; María Eugenia Sampalione, presidenta de Women in Mining Argentina; y Sergio Miodowsky, intendente del Departamento de Rivadavia de la provincia de San Juan.

En el acto, Lucero aseveró que “con la Ley 24.196 de inversiones mineras se lograron exportar 5.000 millones de dólares. Con el RIGI podemos reproducir esto o mejorarlo. Este régimen mejora la reglamentación de derechos y las obligaciones del inversor. El RIGI es una expresión de lo que el mundo inversor está acostumbrado a ver en países en donde se acumuló el capital que nos falta”.

A su vez, el funcionario precisó que “las sumas para acceder a los incentivos son de una magnitud que excede los valores usuales de inversión en nuestra economía. El verdadero tema en discusión es si los argentinos vamos a darle la espalda a lo que la Argentina y la naturaleza nos brinda o si lo vamos a aprovechar para invertir en nosotros mismos, en generar trabajo, en nuestro talento y capacidad”.

El potencial de San Juan

Por su parte, el gobernador san juanino sostuvo que “el mundo entero sufre el impacto del cambio climático y la minería puede aportar soluciones. La transición y la electromovilidad son el camino que debe recorrer el mundo, por eso crece la demanda de minerales críticos lo que representa una oportunidad de desarrollo para la Argentina con el litio y el cobre”.

En ese sentido, destacó que “nuestro país va camino a ser un actor principal como proveedor de minerales críticos en el mundo. De los 10 proyectos de cobre que hay, seis se encuentran en San Juan y podrían hacer que la Argentina se convierta en el tercer o cuarto proveedor de cobre a nivel mundial después de Chile y Perú. En San Juan existe la posibilidad de producir casi 70 millones de toneladas de cobre”.

También, indicó que el aprovechar este potencial podría significar que la provincia se ubique dentro de los cinco proveedores del mundo. “Podrían desarrollarse proveedores locales. Tenemos más de 20 proyectos en San Juan. Creemos que es el camino de desarrollo de nuestra provincia. Quiero que tengamos en este mandato un proyecto funcionando para que la Argentina vuelva a producir cobre”, expresó Orrego.

En esa misma línea, aseguró: “Mi gobierno quiere brindar seguridad jurídica y ayudar a las pymes a ser competitivas. El gobierno está dando señales con el RIGI de que atiende a los reclamos del sector sobre la seguridad jurídica. La Argentina no gozaba de buena salud. Debemos generar confianza. Hay que cumplir con la ley, pero también tenemos que ser claros. Si a las leyes le agregamos el RIGI tenemos una buena combinación para que esta actividad despegue”.

La minería como política de estado

Mignacco analizó el rol de la minería en San Juan y aseveró que “la minería es una política de Estado en la provincia”. También, se refirió al RIGI y manifestó: “Nosotros creemos que el país está sumergido en una crisis de confianza. El RIGI significa poder reconstruir esa confianza que hemos perdido. Hoy tenemos un pipeline muy bueno, pero no tenemos reglas claras. Somos uno de los países más caros en la carga fiscal total. Este régimen va a traer mucho más desarrollo. Necesitamos dar estas certezas macroeconómicas para que los proyectos se materialicen”.

También, señaló que esto precisará de un esfuerzo del sector público y privado para transformar a la Argentina en un país minero. “Tenemos tres proyectos en producción de litio, seis en construcción y 20 en cartera. El RIGI va a incentivar que sigan adelante. En cobre, tenemos los proyectos más importantes del país en San Juan. Los proyectos de oro y plata están en una situación compleja. Es importante seguir incentivando la exploración para extender su vida útil. Creemos que la minería es muy importante. Es el factor de desarrollo”, puntualizó.

Proveedores locales

Laplace cuestionó el RIGI y afirmó: “Hace pocos días leí que con el RIGI se iba a dar la seguridad jurídica que necesita la minería. Con honestidad, creo que con la ley de inversiones mineras alcanza y sobra. Tenemos que manifestarnos en contra de esto que discuten los legisladores. Cuando se modifican las normas se cambia el panorama para los grandes inversores y se empiezan a parar los proyectos o no hay nueva inversión”.

En ese sentido, el secretario general de la Asociación Obrera Minera Argentina marcó: “Estamos a favor de la inversión externa, pero hay que respetar la ley que tenemos en nuestro país. Queremos la inversión externa pero también que tengamos la posibilidad de seguir creciendo a partir de nuestras pymes, de nuestros proveedores y permitir que la industria nacional crezca. Tenemos miedo de que con lo presentado en el congreso se nos caigan un montón de puestos de trabajo”.

Esquema a largo plazo

Por su parte, Ricardo Martínez instó a preservar y extender la vida útil de los yacimientos. “Tenemos potencialidades, está en nosotros conservar ese capital que hemos adquirido. Tenemos que poner en marcha los proyectos. La era del cobre es una realidad, también la continuidad del cobre y el oro. Y el crecimiento del litio. Hay que mirar el futuro con preservación”.

Frente a esto, concluyó: “Tenemos que tener un esquema legal impositivo a largo plazo para el sector. Instamos a los legisladores para que esto se traduzca en proyectos en marcha”. 

, Loana Tejero

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Meta 2030: AES tendrá operativos 900 MW de renovables no convencionales en República Dominicana

AES está enfocada en ser una empresa energética con generación 100% de fuentes renovables. Para lograrlo, no sólo impulsa un plan de descarbonizar sus operaciones con cierres de centrales a carbón, sino que además prepara un portafolio de proyectos eólicos y solares para invertir en los próximos años.

A nivel global, esta multinacional tiene expectativas de crecimiento en doble dígito de aquí al 2027, contemplando un backlook -megavatios contratados asociados a proyectos renovables-, de más de 10000 MW a nivel mundial.

República Dominicana no será la excepción. En este mercado caribeño, tienen en operación 150 MW con los proyectos Bayasol, Santanasol y Agua Clara; y, según se anticipó en el megaevento de Future Energy Summit (FES) realizado este año en el país, se prevé una fuerte apuesta a renovables.

“Actualmente, tenemos en construcción unos 240 MW que deberían entrar en dos etapas en los próximos 12 meses”, introdujo Edy Jiménez, vicepresidente Comercial de AES Dominicana.

¿Qué es lo que sigue? En su plan de negocios para los próximos 5 años la compañía estima que la inversión solo en energías renovables alcanazaría los 900 millones de dólares; por lo que, adicional a los proyectos ya mencionados, se suma un pipeline en desarrollo de aproximadamente 500 MW.

“Cuando vemos todo el horizonte yo diría que en los próximos 5 o 6 años AES está planificando tener en operación aproximadamente 900 MW de renovables no convencionales”, declaró Edy Jiménez.

No obstante, aquella apuesta por eólica y solar durante este lustro, vendría acompañada aún por su portafolio gas to power que ya inició con la ejecución de los primeros proyectos y tiene previsto continuar unos años más como tecnología de transición.

“Abogamos por una transición energética responsable”, argumentó el vicepresidente Comercial de AES Dominicana.

El año pasado, la empresa inauguró a través de EnaDOM (entidad que surge producto de las alianzas entre Energas y AES Dominicana) el segundo tanque de almacenamiento de gas natural en el país que buscaría fortalecer “ese puente que nos va a llevar a una transición energética exitosa”, en palabras de Jimenez.

Por lo que, según comentó el referente de AES, aunque la meta del 100% de energías renovables es clara, desde la empresa aún deben aterrizar con qué recursos y a qué ritmo llevar a cabo esa transición.

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Jinko reconoce oportunidades de crecimiento en la generación distribuida de México

Jinko Solar, reconocido fabricante chino de soluciones fotovoltaicas, fue una de las grandes empresas que acompañó el mega evento FES México, organizado por Future Energy Summit, el cual reunió a más de 400 referentes de todo el sector renovable de la región. 

Ricardo Palacios, director de ventas para Centroamérica, Caribe y México de Jinko Solar, analizó qué necesita México para que el segmento de la generación distribuida crezca exponencialmente en el futuro y las oportunidades que se pueden presentar.

“La generación distribuida siempre mantuvo abierto el mercado y hay oportunidades de crecimiento interesantes, por lo que la idea primordial es entender cómo cambian y mejoran las tecnologías”, sostuvo.

“Hay muchas regulaciones en diferentes países, y bien no se puede trabajar con el mismo esquema para todo, se pueden tomar ideas de países que tienen la determinación de hacer que la generación distribuida sea parte de la matriz energética”, remarcó. 

Tal es así que el especialista apuntó que la demanda eléctrica no disminuirá, y por tanto a la importancia de buscar soluciones para afrontar esa necesidad de una forma más limpia y eficiente en lugar de enfocarse en el problema que se pueda convertir. 

“El usuario final se ve beneficiado si se presentan regulaciones o legislaciones que vayan de la mano del crecimiento de las posibilidades, ya sea como aumentar el límite a 1 MW o 2 MW de capacidad; pero de la misma manera el usuario tiende a hacer que se haga más pequeño su gasto, porque hace una inversión que libera los nodos de transmisión”, subrayó Palacios. 

“Todo va de la mano para que eventualmente se logre una matriz energética heterogénea, que permita a la gente de hacer las inversiones y ofrecer al mercado diferentes opciones”, agregó durante el panel de debate denominado “Renovables y grandes consumidores de energía: Aliados de largo plazo” del evento FES México. 

Cabe recordar que la generación distribuida tiene un umbral de 500 kW por proyecto en México, y en conjunto con los sistemas bajo Contratos de Interconexión de Pequeña y Mediana Escala (CIPyME) suman 3361.69 MW de capacidad instalada, según estadísticas de la Comisión Reguladora de Energía (CRE) al cierre del 2023.

De esa potencia total, 731,91 MW se incorporaron durante el año 2023, registrando la mayor adición anual de su historia y dando cuenta del gran interés por la incorporación de estas alternativas de generación en el mercado mexicano.

Por tecnología, la solar fotovoltaica sigue siendo tendencia para sistemas de generación de hasta 0.5 MW con 3,339.31 MW en 410,810 contratos. No obstante, otras tecnologías que participan son la biomasa (2.53 MW en 26 contratos), el biogás (17.61 MW en 88 contratos), la cogeneración (1.36 MW en 8 contratos), la eólica (0,72 MW en 127 contratos), el gas (0.077 MW en 9 contratos), el diésel/combustóleo (0.072 MW en 13 contratos) y la hidroeléctrica con 0.009 MW en 4 contratos.

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Quantum realizó con éxito su XXI Seminario Internacional de Servicios Públicos y Cálculo de Tarifas 

El auge de las renovables, motivado por el avance de las tecnologías, hacen que se acelere la transición hacia una electrificación del sistema eléctrico, lo cual supone cambios en la regulación de servicios públicos.

Con el objetivo de analizar qué estrategias son más efectivas para afrontar tal cambio de paradigma, Quantum America entidad con más de 25 años de experiencia en servicios públicos centrados principalmente en electricidad, gas natural, agua y transporte, realizó con éxito en Bariloche su 21º Seminario Internacional de Servicios Públicos y Cálculo de Tarifas.

Este consistió en 5 jornadas de capacitación constante, con sesiones simultáneas donde se plantearon los interrogantes de cómo mantenerse al día con las mejores prácticas para obtener ventajas competitivas en el mercado.

En exclusiva con Energía Estratégica, Fernando Damonte, gerente de operaciones, hizo un balance del evento: “El seminario fue muy positivo. Permitió la representatividad de América Latina en infraestructura y servicios públicos, ya que contó con la participación de profesionales y portavoces de importantes empresas del sector, entes reguladores y otros organismos de 11 países del continente”.

Y agregó: “Además de las sesiones, hubo oportunidad de networking que facilitó el vínculo entre los participantes, lo cual permitió que puedan llevarse experiencias de otros países para poder aplicarlas en sus jurisdicciones”.

De acuerdo con el especialista, a diferencia de otras capacitaciones, esta consiste en un seminario executive que recibe año a año distintos colaboradores y donde se abordan temas teóricos y prácticos por sector con el objetivo principal de transferir conocimiento.

En este sentido, el seminario se dividió en 3 ejes temáticos:

Fundamentos Teóricos: se presentó una sesión plenaria de apertura e introducción del contenido de cada una de las sesiones.
Teoría Aplicada: las sesiones se realizaron según las temáticas: Fundamentos, Herramientas Regulatorias, Diseño Tarifario y Tendencias. 
Estado del Arte: se analizó el estado del arte de la regulación en Latinoamérica y los resultados de nuestros desarrollos más recientes para cada uno de los sectores (Electricidad, Gas Natural, Agua y Saneamiento).

En línea con la nutrida agenda del seminario, Damonte explicó las tendencias en regulación tarifaria que se están viendo hoy en Latinoamérica.

“La Guerra de Ucrania y Rusia aceleró la transición energética en Europa y esos avances se están contagiando en América Latina. Al verse afectada la cadena de suministro, multinacionales con sus casas matrices en Europa pero con presencia en Latam tomaron medidas de modernización y acciones de mitigación de emisiones de CO2”, explicó.

“Asociado con esto, la tendencia más fuerte son los planes pilotos inteligentes de estructuras tarifarias dinámicas. Se trata de una tarifa que cambia en función de la hora del día a través de medidores inteligentes que registran cuánto consumo hay por hora y ese precio cambia en función del horario del consumo”, añadió.

Según Damonte, el país de Latinoamérica más avanzado e innovador que está adoptando esta tendencia es Brasil con un esquema denominado Sandbox Tarifario. Este es un proyecto a nivel nacional donde están probando una gran cantidad de proyectos piloto para estimular la reducción de la demanda de punta, generación distribuida y movilidad eléctrica, entre otras cuestiones.

“Brasil está liderando la tarifa dinámica en América latina: existen aproximadamente 8 distribuidoras que están llevando adelante estos planes piloto y todos son diferentes. El primer paso para modernizar las tarifas, son los planes de la sustitución de medidores convencionales por inteligentes. La idea luego es hacer reformas políticas teniendo en cuenta las lecciones aprendidas y que puedan ser tomadas como casos de éxito por los países vecinos”, argumentó.

En este sentido, el portavoz de Quantum señaló que la falta de estabilidad por los problemas macroeconómicos, sociales y financieros que enfrentan muchos países latinoamericanos en muchos casos les impide apostar a estas cuestiones de largo plazo y se enfocan más en resolver los problemas de corto plazo.

No obstante, Damonte es optimista y prevé un reordenamiento tarifario en tres países de la región entre el 2024 y 2025: Argentina, Chile y Colombia. Se espera que estos sean los más próximos en replicar un sandbox regulatorio como el brasilero.

Argentina requiere de una actualización en materia tarifaria así que esperamos que haya mucha actividad este año en torno a la regulación lo cual atraerá inversiones. También Chile es terreno fértil para una modernización tarifaria porque siempre está innovando y tiene una plataforma muy sólida. A su vez, hay buenas expectativas para Colombia ya que está evolucionando mucho en regulación de servicio público”, estimó.

En este contexto, Damonte observa una fuerte tendencia hacia la electrificación de la energía motivada principalmente por la sustitución de combustibles fósiles hacia la electro movilidad y el reemplazo de calefacción a gas natural por bombas de calor (una tendencia que es muy común en Europa).

“En los próximos años habrá una gran evolución de las energías renovables que permitirán el desarrollo de estos avances. También se incorporarán baterías para darle la resiliencia y la confiabilidad necesaria al sistema para atender esa demanda creciente. Esto requiere de un desarrollo regulatorio muy fuerte para facilitar estas cuestiones”, concluyó.

 

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Más renovables: Celsia construirá un proyecto que fortalecerá el sistema de transmisión en Córdoba

Con la adjudicación por parte de la UPME (Unidad de Planeación Minero-Energética) del segundo circuito Cerromatoso-Sahagún-Chinú a 500 kilovoltios y la ampliación de la subestación Sahagún, ya son dos los proyectos relevantes asignados a Celsia en el transcurso del año. Así, la empresa de energía de Grupo Argos aporta al crecimiento del Sistema de Transmisión Nacional (STN).

Julián Cadavid, líder de Transmisión y Distribución de Celsia, precisó que «este proyecto es muy importante para los usuarios de la Costa porque mejora la seguridad y la confiabilidad del sistema de transmisión nacional, asegura la atención de la demanda en Córdoba, y permite la conexión de proyectos de generación térmica y solar de gran envergadura en esa zona del país». 

Agregó que la oferta de Celsia, además de cumplir con todas las exigencias técnicas solicitadas, fue la más competitiva en el aspecto financiero. En la convocatoria participaron empresas nacionales e internacionales caracterizadas por su rigurosidad y capacidad técnica.

Aspectos relevantes del proyecto: 

Construcción de cuatro nuevas bahías en la subestación existente, Sahagún de 500 kV, que es de Celsia.
Construcción de una línea en doble circuito a 500 kV de cerca 2 km, desde la subestación Sahagún hasta la intersección existente en Cerromatoso-Chinú II, lo cual permitirá reconfigurar la línea Cerromatoso-Sahagún y Sahagún-Chinú.
El proyecto deberá estar en servicio a mediados de 2026.

En febrero Celsia había logrado la adjudicación de una primera convocatoria para construir la subestación Carreto de 500 kV, de cerca de un kilómetro de red en doble circuito. Este proyecto deberá estar en servicio en 2027.

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Nuevo récord: en abril el 18,6% de la demanda eléctrica de Argentina se abasteció con energías renovables

De acuerdo con los datos brindados por la Compañía Administradora del Mercado Eléctrico Mayorista S. A. (CAMMESA) ese aporte fue encabezado por la energía eólica con 1.376,3 GWh (74,1%), seguida por la energía solar con 283,3 GWh (15,2%). En tanto los pequeños aprovechamientos hidroeléctricos aportaron 126,4 GWh (6,8%) y las bioenergías, 70,4 GWh (3,8%).

La nueva marca histórica se conforma con las tecnologías incluidas en la Ley N° 26.190/2006 (actualizada por la Ley 27.191) que establece el Régimen de Fomento Nacional para el uso de fuentes renovables: pequeños aprovechamientos hidroeléctricos (Hidro <50 MW), eólica, solar y bioenergías.

En abril la generación de energías renovables por el conjunto de estas tecnologías fue de 1.856,4 GWh, mientras que la demanda del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) ascendió a 10.000 GWh.

Por otra parte, si consideramos como renovable a la energía hidroeléctrica mayor a 50MW, la generación total de renovables en abril fue de 4.145,93 GWh, abasteciendo el 41,45% de la demanda eléctrica ya que el sector de las grandes hidroeléctricas aportó 2.289,53 GWh a la matriz.

De esta forma, el sector renovable consolida su participación en la generación energética, y contribuye con un matriz diversificada a lo largo del territorio argentino.

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Atlas Renewable Energy transfiere al Museo de Antofagasta hallazgos arqueológicos del proyecto fotovoltaico Sol del Desierto

Un importante hallazgo arqueológico tuvo cabida durante el desarrollo del Parque Solar Fotovoltaico Sol del Desierto, de Atlas Renewable Energy, empresa internacional líder en energías renovables y almacenamiento de energía, y que recientemente cierra su ciclo con la entrega oficial de los descubrimientos al territorio.

En el marco de la tramitación ambiental del proyecto, ubicado en la Comuna de María Elena, Región de Antofagasta, se levantó la línea base de arqueología que permitió identificar 123 hallazgos que marcan un hito significativo en la comprensión de la historia y el legado de la región.

Se trata de testimonios materiales de la vida de las personas durante el auge del ciclo salitrero en el Cantón El Toco, correspondientes a finales del siglo XIX y principios del siglo XX, recuperados en el marco de las actividades de rescate del proyecto, que iniciaron en 2020 autorizadas por el Consejo de Monumentos Nacionales.

Estos hallazgos, que abarcan rutas carreteras, troperas, línea férrea y senderos que conectaban diversas oficinas salitreras del Cantón El Toco con el río Loa, Quillagua, los campamentos Unión y Candelaria, Santa Ana y el puerto de Tocopilla, fueron registrados y levantados del área del proyecto, y recientemente traspasados al Museo de Antofagasta. Estos registros proporcionan una visión detallada sobre la red de transporte y comunicación utilizada durante el auge del salitre.

En este contexto, Annie Martinson, Coordinadora Ambiental de Atlas Renewable Energy, hizo entrega oficial de los 123 hallazgos arqueológicos recolectados en Sol del Desierto al Museo de Antofagasta, para preservar el patrimonio histórico y cultural de la región. El ingreso se realizó en colaboración con el director del Museo, René Huerta, y en presencia del arqueólogo Diego Salazar de MMA Consultores.

Tras el ingreso de los hallazgos al museo, el arqueólogo Diego Salazar impartió una charla a la comunidad titulada “Rastros de vida en la pampa durante el ciclo salitrero del cantón El Toco. Rescate arqueológico proyecto parque fotovoltaico Sol del Desierto”. En la actividad, el especialista explicó el contexto histórico de los hallazgos, junto con resaltar la importancia del proceso de evaluación ambiental de los proyectos para prevenir el impacto de estos sobre el patrimonio arqueológico de la región, destacando la gestión de Atlas en este ámbito.

“Este hito refleja el firme compromiso de Atlas con la historia y el legado de las comunidades donde trabajamos. Estamos orgullosos de haber contribuido al descubrimiento y preservación de este valioso patrimonio histórico que, sin duda, enriquecerá la comprensión de la época salitrera en Antofagasta y las formas de vida de aquella época”, señaló Javier Palacios, director de ESG de la compañía.

Este descubrimiento arqueológico refuerza el compromiso de Atlas Renewable Energy con las comunidades, junto con reforzar la importancia del trabajo colaborativo con los actores locales para la protección de los territorios.

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Oldelval puso en marcha un nuevo centro de control

Oldelval puso en marcha una nueva sala del centro de control. La nueva instalación funciona como el cerebro de la operación y su función es la monitorización y toma de decisiones de la red de oleoductos de la compañía.

El centro de control fue ideado como un espacio de alto rendimiento y de funcionamiento continuo, para el seguimiento y análisis durante las 24 horas al día, los 7 días a la semana, durante todo el año.

Su rol asegura el óptimo funcionamiento de los distintos sistemas de ductos, permitiendo coordinar de forma segura los distintos puntos de carga y descarga de hidrocarburos del sistema. Las decisiones que se toman y las acciones que se definen allí, impactan en el desempeño de toda la red de transporte. Su función es clave para garantizar que las operaciones se lleven a cabo de manera eficaz, efectiva y segura, resguardando la integridad de las personas, las instalaciones y el medio ambiente, según destacaron desde la compañía.

Diseño

La arquitectura del espacio se diseñó en función de las tareas que se llevan a cabo cotidianamente en el lugar. Por ello, el diseño está centrado en las personas. También se priorizaron aspectos determinantes para la funcionalidad del espacio, como la superficie de la sala, la climatización, la iluminación, accesibilidad y el mantenimiento óptimo.

“La ergonomía y el cuidado de la salud de los operadores fue otro de los pilares del desarrollo del proyecto, razón por la que se definió cumplir con los parámetros de la norma internacional ISO 11.064 ‘Optimización de la ergonomía de las salas de control’”, destacaron desde la firma.

Como resultado, la nueva sala de control ostenta un ambiente espacioso concebido como un búnker – donde el acceso es restringido por la relevancia de las operaciones y las decisiones que surgen de ese espacio -, mobiliario adaptable en altura que permite la posibilidad de trabajar sentado o parado, cinco puestos de trabajo con la posibilidad de sumar más personal acompañando el desarrollo de la organización, sonido envolvente e iluminación controlable zonificada.

Espacio inteligente

El Centro de Control es el núcleo de las operaciones de Oldelval. Esta instalación desempeña un papel crucial para garantizar una operación segura, eficiente y respetuosa con el medio ambiente.

Las nuevas instalaciones permiten monitorear en tiempo real cada aspecto de la operación de transporte, desde el bombeo de crudo hasta las más pequeñas variaciones de presión. Mediante sistemas avanzados de adquisición de datos y algoritmos de análisis, los operadores pueden tomar decisiones informadas y responder de manera oportuna ante cualquier eventualidad.

Por otra parte, el centro de control desempeña un papel fundamental en el cumplimiento normativo. Con regulaciones cada vez más estrictas en materia de seguridad y medio ambiente, estas instalaciones pueden registrar y reportar datos de forma automática, facilitando las auditorías y demostrando el cumplimiento de las normas vigentes.

A su vez, la nueva estructura mejora la experiencia del cliente, ya que permite monitorear el bombeo y hacer entregas más confiables, con tiempos de espera reducidos y una mayor transparencia en el proceso de transporte.

El edificio

La nueva instalación cuenta con una amplia sala de control, con un mueble – archivo para planos con opción en formato digital y un espacio para realizar actividad física sin descuidar las actividades de supervisión. Contigua a esta, se encuentra la Sala de Contingencias, la cual está conectada a la Sala de Control a través de paños vidriados con tinte tecnológico, que permite la visualización de las operaciones y de ser necesario el cierre del espacio mediante un Smart Glass, sin interrumpir la operación. Además, posee una gran pantalla de seis metros de largo con información en tiempo real do todo lo que está sucediendo a lo largo del sistema de ductos.

El núcleo de servicios posee dos baños y una kitchenette con ventilación directa al exterior. Por último, se adaptó el espacio en el que funcionaba la antigua área de control para que ahora funcione una sala de ingeniería, la sala de simulación y un local para las UPS (tensión segura para brindar autonomía).

Construcción

El nuevo Centro de Control está ubicado en la sede central de Oldelval, en Cipolletti, Río Negro.

Se realizó una intervención edilicia sobre una superficie construida y en uso de 178 m² que se amplió en 60 m² adicionales.

El espacio fue construido de manera tradicional, o sea, “obra húmeda” con materiales de alta calidad.

Para cumplimentar con todos los requisitos funcionales del diseño arquitectónico del Centro de Control se debió dar intervención a un total de 11 contratistas y más de 20.000 mil horas de trabajo. La obra inició en mayo del 2023 y culminó en mayo de este año.

, Redaccion EconoJournal

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Caputo y “el lujo de un respiro (en mayo) a la clase media” con las tarifas

“Estamos bien desde el punto de vista fiscal, y por eso podíamos darnos el lujo de darle un respiro a la clase media, además de contribuir al proceso de desinflación”, afirmó el ministro de Economía, Luis Caputo, en referencia a la decisión del gobierno de postergar los nuevos aumentos en las tarifas del gas y la electricidad que estaban previstos para mayo.

Los nuevos cuadros tarifarios fueron elaborados por los técnicos del Enargas y el Enre. Están listos desde hace varias semanas e implican subas importantes en el precio -en dólares- del gas PIST (Punto de Ingreso al Sistema de Transporte), y -en pesos- del PEST Precio Estacional de la Energía Eléctrica.

La secuencia de incrementos activada en febrero por la Secretaría de Energía implicaba actualizaciones tarifarias en tres etapas: Una hasta finales de abril, otra desde mayo y hasta setiembre, y la tercera en el último trimestre del año. Ahora sería aplicada en junio, mientras se supone se avanza con la RTI (Revisión Tarifaria Integral), con posible vigencia a partir del arranque del 2025.

Estas subas tarifarias también comprenden a los componentes del transporte (VAT) y de la distribución (VAD) domiciliaria de estos servicios, pero será con actualizaciones mensuales.

En una conferencia que dió en una reunión organizada por el IAEF, Caputo explicó que “en lo que es tarifas (los usuarios) están calificados como N1, N2 y N3 y comercios”.”Nosotros habíamos actualizado (las facturas por el consumo de los) N1 que son los de altos ingresos, y comercios. N2 y N3 por ley no podíamos hacerlo más de lo que habíamos hecho. No queríamos volver a actualizar N1 y comercios sin tocar los N2 (bajos ingresos) y N3 (ingresos medios) que están pagando un 5 % de la tarifa”.

La descripción revela que los ajustes se producirán más notablemente en los consumidores medios, por efecto de la reducción de los subsidios a este tipo de usuarios.

El Ministro sostuvo que “La inflación del 8,8% (en abril) confirma que estamos por el camino correcto. El objetivo es destrozar la inflación. Confirmar que los resultados convalidan lo que estás haciendo es necesario, tenemos que ganar credibilidad”.

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Ex embajador argentino afirma categóricamente que la Antártida no se puede explorar

Tras la noticia del descubrimiento de una mega reserva de petróleo en el mencionado lugar, el ex embajador argentino ante Estados Unidos, China, Brasil y la Unión Europea, Diego Guelar, negó que Rusia pueda explorar la zona, teniendo en cuenta que se trata de un área en disputa entre Argentina, el Reino Unido y Chile.

“Categóricamente, no es posible explorar en la Antártida Argentina, mientras esté vigente el Tratado Antártico”, aseguró el ex embajador argentino ante Estados Unidos, China, Brasil y la Unión Europea, Diego Guelar.

Rusia anunció recientemente que descubrió una reserva de petróleo y gas en territorio antártico en disputa, que contiene el equivalente a 511 mil millones de barriles de petróleo, 10 veces la producción del Mar del Norte en los últimos 50 años.

Ahora bien, hay un Tratado Antártico que fue firmado en 1959 por Argentina, Australia, Bélgica, Chile, Estados Unidos, Francia, Japón, Noruega, Nueva Zelanda, Reino Unido, Rusia y la Unión Sudafricana, que en su primer artículo establece que “la Antártida se utilizará exclusivamente con fines pacíficos“.

Entre otras cosas, el tratado prohíbe todas las medidas de carácter militar, tales como el establecimiento de bases y fortificaciones militares, la realización de maniobras militares, así como los ensayos de todo tipo de armas.

en declaraciones a Radio Mitre, Guelar dijo que “en agosto de este año habrá una reunión del plenario del tratado, que seguro que va a ratificar que no se puede. Y en caso de poderse, desataría un conflicto entre los países en la zona donde estaría detectado el petróleo. Reivindica una soberanía nacional, empezando por Argentina, Chile e Inglaterra, por Malvinas y otras islas del Atlántico Sur”, dijo.

Asimismo, señaló que el hallazgo no ha sido informado de manera oficial. “La propia Rusia no ha informado oficialmente, es solo una noticia periodística. No existe como dato oficial, y sería una tragedia para la humanidad que se desatara una competencia por la explotación de recursos petrolíferos. Sería complicadísimo para los países involucrados directamente, por pretensiones soberanas, y más para el mundo, por lo que afectaría a la Antártida”, añadió.

“Muchas veces no le damos la importancia que tiene el Tratado Antártico. Es el mayor logro en política exterior argentina, como contribución a las relaciones internacionales, la existencia de ese tratado, que Argentina lo ha militado siempre y que, de hecho, Buenos Aires es la secretaría permanente del tratado. Tenemos que estar muy orgullosos de ser los principales responsables de que la Antártida sea un lugar de investigación, no de exploración, ni de explotación”, explicó.

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Chile se opone a explotación petrolera en la Antártida

El presidente de Chile, Gabriel Boric, advirtió que se opondrá “firmemente” a cualquier explotación petrolera en la Antártida, luego de que un medio británico informara que Rusia habría descubierto vastas reservas de petróleo y gas en zonas del continente blanco reclamadas por Chile, Argentina y Reino Unido.

Boric dijo en X que Chile defiende que “la Antártica es un continente de ciencia y de paz” y que se opondrán “firmemente a cualquier explotación comercial de minerales e hidrocarburos”.

“Trabajaremos en conjunto con todos los países reclamantes y los firmantes del Tratado Antártico para velar por el respeto de esta norma por parte de cualquier nación”, agregó.

Chile ha defendido, defiende y defenderá que la Antártica es un continente de ciencia y de paz. Nos opondremos firmemente a cualquier explotación comercial de minerales e hidrocarburos y trabajaremos en conjunto con todos los países reclamantes y los firmantes del Tratado… https://t.co/9owxOL9pal

— Gabriel Boric Font (@GabrielBoric) May 16, 2024

El diario británico The Daily Telegraph informó esta semana que parlamentarios británicos expresaron sus temores a representantes del Gobierno sobre una posible operación petrolera de Moscú en el continente helado.

La agencia geológica rusa Rosgeo validó los estudios del buque ruso de investigación polar Alexander Karpinsky en 2020 sobre la disponibilidad de unos 70.000 millones de toneladas de petróleo y gas enterrados debajo de la plataforma antártica.

Las reservas contendrían alrededor de 511.000 millones de barriles de petróleo, lo que equivale alrededor de 10 veces la producción del mar del Norte en los últimos 50 años, de acuerdo al periódico conservador.

¿Rusia viola el Tratado Antártico?

La Antártida se rige por el llamado Tratado Antártico, firmado inicialmente por 12 países el 1 de diciembre de 1959, que establece que ningún país es propietario del territorio y designa la región como un continente dedicado a la paz y la ciencia, lo que significa que todos los desarrollos petroleros están prohibidos. 

El tratado tiene vigencia indefinida y no ha sufrido enmiendas, pero a partir del año 2048 cualquiera de las partes consultivas podrá solicitar su revisión, con la aprobación por mayoría relativa.

Si bien la Antártida no está gobernada por nadie, países como Reino Unido, Argentina, Chile, Australia o Nueva Zelanda han reclamado históricamente partes de su territorio.

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El Gobierno de Santa Fe impulsa la generación de energía limpia con el relanzamiento de Prosumidores

En un acto encabezado por el gobernador Maximiliano Pullaro y el ministro de Desarrollo Productivo Gustavo Puccini, se relanzó el programa Prosumidores 4.0. Este programa busca promover la generación distribuida de energía eléctrica a partir de fuentes renovables en la provincia de Santa Fe, con el objetivo de lograr un triple impacto: social, ambiental y económico.

El evento, celebrado en el Molino Marconetti de la ciudad de Santa Fe, marcó el inicio de una política de Estado que trasciende administraciones y promueve la autogeneración de electricidad por parte de usuarios residenciales y productivos. Pullaro destacó la importancia de esta iniciativa, afirmando que Santa Fe está demostrando un enfoque innovador y sostenible hacia el desarrollo energético. Con la creación de este programa por ley, se asegura su continuidad y se establece una colaboración estrecha entre el Estado y los ciudadanos.

El gobernador también anunció la firma de un crédito de 1.000 millones de pesos con el Consejo Federal de Inversiones (CFI) para impulsar la inversión en energías renovables. Esta financiación beneficiará a los prosumidores, que son aquellos que generan su propia energía y pueden inyectar el excedente a la red eléctrica, recibiendo un reconocimiento económico por su contribución al ahorro de emisiones y la inversión en potencia renovable. Actualmente, la provincia cuenta con 1.108 prosumidores, que incluyen tanto usuarios residenciales como industrias y Pymes.

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Argentina argumenta para no entregar las acciones de YPF

En un nuevo capítulo del juicio por la expropiación de la petrolera YPF, el Gobierno presentó sus argumentos por los que cree que la jueza Loretta Preska, a cargo del tribunal del segundo circuito de Nueva York, no debería ordenar que entregue a sus demandantes las acciones que tiene en YPF, la petrolera de la que ostenta el 51% de su capital.

Semanas atrás, el fondo Burford Capital, ganador en primera instancia de la causa que se cursa en Estados Unidos por la expropiación de la empresa en 2012, solicitó que como parte de la indemnización de US$ 16.000 millones, se le entreguen las acciones que el Estado tiene en YPF.

Los fundamentos están contenidos en un documento de 38 páginas que presentó el estudio Sullivan & Cromwell que resume argumentos ya utilizados durante este juicio que lleva más de 8 años. Básicamente plantea cuestiones sobre la ley de expropiación de YPF vinculados a las acciones de la empresa: que dos tercios del Congreso tiene que aprobarlo en caso que haya que traspasar la transferencia de las acciones y que es propiedad del Estado decidir sobre ellas y ninguna corte internacional puede obligarlo a accionar en ese sentido.

Otro de los argumentos fue que las acciones de YPF tienen inmunidad de ejecución bajo el Foreign Sovereign Immunities Act porque no se dan los requisitos para exceptuarlas: 1) no están en EEUU, 2) Argentina no las usa para una actividad comercial en EEUU ni 3) para la actividad en que se basa la demanda”.

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Por quinta vez, prorrogaron las concesiones de las represas

Por quinta vez desde que inició la disputa, prorrogaron los contratos de concesión de las centrales hidroeléctricas sobre el río Limay y Neuquén. La medida se acordó tras un encuentro entre funcionarios neuquinos y rionegrinos con Nación. Ahora, aguardan una reunión similar, pero que incluya a Rolando Figueroa y Alberto Weretilneck

Debido a que vencía este domingo, se acordó que se extienda hasta el 11 de agosto para las represas AlicuráEl Chocón-Arroyito y Cerros Colorados. Por su parte, la central Piedra del Águila ya se había extendido hasta el 28 de junio

La decisión se llevó a cabo el pasado viernes a la tarde tras un encuentro en el que participó el ministro de Infraestructura de Neuquén, Rubén Etcheverry, la secretaria de Energía de Río Negro, Andrea Confini, y el secretario de Energía de la Nación, Eduardo Rodríguez Chirilo. Además, se abordó una agenda técnica que incluyó un ajuste del plan de manejo del agua de la Autoridad Interjurisdiccional de Cuencas (AIC).

Tanto en la gestión anterior como ahora, los gobernadores de Neuquén y Río Negro exigieron al Estado Nacional abstenerse de otorgar cualquier tipo de concesión, prórroga o autorización relacionada con la explotación de los complejos hidroeléctricos sin obtener previamente el consentimiento de las provincias.

Como puntos principales, las provincias patagónicas aspiran a negociar el precio de las regalías como del financiamiento de los organismos de control.

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Dura respuesta del Gobierno de Tierra del Fuego a Camuzzi por defender los aumentos

La respuesta del Gobierno de Tierra del Fuego a Camuzzi por defender los aumentos de la tarifa del gas no se hizo esperar. Federico Giménez, secretario de Representación Política del Gobierno se expresó en duros términos contra la empresa y su vocero Rodrigo Espinoza, quien fuera el encargado de defender los aumentos públicamente.

“El Gobernador ha planteado todas las inversiones que se hicieron desde la Provincia para que muchos vecinos y vecinas de las tres ciudades tengan hoy el servicio de gas domiciliario; y desde esta empresa no se hizo ningún tipo de inversión”, dijo Giménez.

Y cargó duro contra el vocero. “Este señor puede hacer estas declaraciones desde una Casa Central en Buenos Aires o en alguna otra provincia donde no viven las condiciones climáticas que tenemos en Tierra del Fuego, entonces es una posición muy cómoda, pero la realidad para nosotros es muy preocupante”, cuestionó.

“Desde la política provincial hay una clara decisión que todos los vecinos que no tienen el servicio de gas cuenten con el mismo”, sostuvo el funcionario y detalló que “las plantas compresoras; los servicios domiciliarios o los gasoductos, todo lo hace el Gobierno provincial o los gobiernos municipales” añadió Giménez.

Además cuestionó que la firma Camuzzi “solamente cobra por el servicio de traslado y mantenimiento”, de modo que “Espinoza habla desde una posición muy cómoda porque la empresa no está invirtiendo y lo que está diciendo es de mucha irresponsabilidad”.

“Las empresas privadas de este servicio no invierten porque no les interesa mejorar la calidad de vida de la gente, por lo que no podemos permitir aumentos desmedidos de hasta 1300%, por eso el Gobernador tiene mucha preocupación y ha convocado a todo el arco político y social para poder entre todos presentar un amparo colectivo en la Justicia”, concluyó Giménez en declaraciones recogidas hoy por el matutino local Provincia 23.

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Inició el primer tramo de la obra del proyecto Vaca Muerta Sur

YPF comenzó la construcción de los primeros 130 kilómetros del oleoducto Vaca Muerta Sur, una obra que permitirá aumentar la producción no convencional de petróleo y creará una plataforma de energía.

El tramo se extenderá entre las localidades de Añelo, en Neuquén, y Allen, en Río Negro, donde conectará con el sistema de Oldeval. El proyecto dará lugar al transporte de petróleo mientras se espera por la finalización del segundo tramo y la terminal de exportación en la zona de Punta Colorada, cerca de Sierra Grande.

La obra comenzó en Loma Campana, bloque operado por YPF en el corazón de Vaca Muerta. Para este primer tramo, la inversión rondará los 190 millones de dólares y se generarán 500 puestos de empleo durante el pico de las tareas. Para la construcción se demandarán más de 10 mil caños de 20 y 30 pulgadas. 

“En su capacidad operativa máxima, este ducto permitirá transportar 390 mil barriles diarios, incrementando en un 70% la posibilidad de evacuación de petróleo de la Cuenca Neuquina y duplicando la capacidad actual de la zona núcleo de Vaca Muerta”, indicó la compañía.

Además, la empresa estatal informó en un comunicado que esta primera etapa fortalecerá todo el sistema de evacuación de petróleo de la cuenca, aprovechando al máximo la capacidad de transporte hacía las refinerías y hacia el puerto de Bahía Blanca.

“Cuando esté completado, el proyecto Vaca Muerta Sur permitirá exportar 135 millones de barriles de petróleo por año, convirtiendo a Argentina en uno de los principales exportadores de la región y aportando divisas y trabajo al país”, agregó YPF.

La importante formación, del tamaño de Bélgica, alberga la segunda reserva de gas no convencional del mundo y la cuarta de petróleo.

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YPF y CGC complementaron la fractura del pozo que determinará si la exploración no convencional es viable en Santa Cruz

YPF y CGC culminaron las etapas de fractura del primer pozo exploratorio de la formación de hidrocarburos no convencionales de Palermo Aike, ubicada en Santa Cruz. Los resultados determinarán si es viable la producción de hidrocarburos no convencionales en la provincia. Ahora comienza una etapa de tres meses de ensayo que determinarán las primeras informaciones técnicas.

Se trata del pozo no convencional y horizontal Maypa.x-1 del yacimiento Cañadón Deus de la formación Palermo Aike, que podría albergar 10.000 millones de barriles equivalentes de petróleo. El pozo tuvo una profundidad vertical de aproximadamente 3500 metros y una rama horizontal de 1000 metros y las compañías utilizaron la metodología plug and perf para fracturar las 12 etapas.

Las dos empresas firmaron un memorándum para que YPF realice los trabajos exploratorios en Cañadón Deus, un área dentro de la concesión de El Cerrito, perteneciente a la compañía del holding Eurnekian en Santa Cruz. La inversión de este primer pozo exploratorio demandó US$ 28 millones.

Fractura

El gobernador de la provincia de Santa Cruz, Claudio Vidal, supervisó la conclusión de las 12 etapas de fractura del pozo de Palermo Aike. Vidal estuvo acompañado justamente por el presidente de CGC, Hugo Eurnekian y el vicepresidente ejecutivo Upstream de YPF, Matías Farina. Junto a ellos, participaron el vicepresidente de asuntos públicos de YPF, Lisandro Deleonardis, y directivos de CGC como el CoCeo, Pablo Chebli, el COS Chief os Sttaf, Rodrigo Fernández, y la VP de Personas, Julia Sancholuz. Por parte del gobierno, estuvieron presentes el vicegobernador Fabián Leguizamón, el ministro de Energía, Jaime Álvarez, y el presidente de Distrigas, Marcelo Dellatorre.

“Palermo Aike es nuestra gran esperanza, tenemos el desafío de desarrollar con inteligencia y eficiencia, el mayor potencial energético de nuestra historia como provincia”, señaló Claudio Vidal.

Palermo Aike ha generado una gran expectativa en la industria hidrocarburífera porque abrirá un nuevo polo no convencional en el país -además de Vaca Muerta- y garantizará recursos y desarrollo a Santa Cruz.

“Sabemos que solo el trabajo nos sacará adelante, solo el trabajo, el esfuerzo de todos los días, el compromiso con el desarrollo nacional, la defensa de la Patria y el objetivo siempre prioritario de generar trabajo digno para todos los santacruceños. Esta obra, que es el punto inicial del desarrollo no convencional a gran escala en la provincia de Santa Cruz, es la muestra viva de que este camino, que recién comienza, es el que debemos transitar para industrializar nuestra provincia y ponerla en los primeros lugares de interés del mundo”, sostuvo el mandatario provincial.

La roca madre de la cuenca Austral posee una mayor temperatura y presión que Vaca Muerta por lo cual los profesionales tuvieron que adaptar el equipo perforador para avanzar con los trabajos. Sin embargo, el primer pozo shale no presentó mayores inconvenientes, resalta el comunicado que difundió la gobernación de Santa Cruz.

Palermo Aike

La formación tiene 12.600 kilómetros cuadrados de extensión en la cuenca Austral y es la segunda formación en importancia a explorar luego de Vaca Muerta. Se estima que podría tener recursos por 10.000 millones de barriles equivalentes de petróleo y 130 TCFs (medida de volumen equivalente al billón de metros cúbicos) de gas, casi la mitad del recurso existente no convencionales en la cuenca Neuquina.

Por sus condiciones geológicas, Palermo Aike es el yacimiento más parecido a Vaca Muerta dada su extensión espacial, la profundidad del objetivo (3.000 y 3.500 metyros), origen marino y potencial hidrocarburífero.

, Redaccion EconoJournal

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YPF inició la construcción del oleoducto Vaca Muerta Sur y podría sumar a un gigante de EE.UU. como socio de la segunda etapa de la obra

YPF comenzó la construcción de los primeros 130 kilómetros del oleoducto Vaca Muerta Sur, una obra estratégica para el sector que permitirá incrementar la producción no convencional de petróleo y crear una plataforma exportadora de energía.

Allegados a la iniciativa indicaron a EconoJournal que YPF está en conversaciones con la compañía Energy Transfer, una de las principales empresas de midstream de EE.UU., para intentar sumarla al proyecto. De hecho, las fuentes consultadas indicaron que las negociaciones podrían derivar en el armado de una nueva empresa de transporte de crudo junto con otros productores de hidrocarburos que están operando en Vaca Muerta como Shell, Vista, Chevron, ExxonMobil, Pluspetrol, Tecpetrol o PAE, entre otras. En esa clave, Energy Transfer incluso podría ingresar en el esquema como un porcentaje del equity (capital accionario) del oleoducto Vaca Muerta Sur.

Energy Trasnfer es una compañía del sector de transporte de Oil & Gas de EE.UU. con sede en Texas. Transporta hidrocarburos en 44 estados de Norteamérica, incluyendo las cuencas Permian y Bakken, y exporta sus productos a 80 países. También es dueña de una terminal de Gas Natural Licuado (GNL) en Luisiana. En el primer trimestre del año obtuvo ingresos netos por US$ 1.200 millones y un EBITDA (ganancias antes de intereses e impuestos) por US$ 3.880 millones en el mismo período, según información de la compañía.

Según pudo reconstruir EconoJournal, la intención de YPF es sumar a jugadores de la industria para conformar un consorcio que pueda construir y operar el oleoducto Vaca Muerta (de la operación se encargaría precisamente Energy Transfer).

Inicio

El primer tramo del ducto se extenderá entre las localidades de Añelo (Neuquén) y Allen (Río Negro), donde conectará con el sistema de Oldelval. “Esto permitirá comenzar a transportar petróleo mientras se espera la culminación del segundo tramo y la terminal de exportación en la zona de Punta Colorada, cerca de Sierra Grande”, informó YPF en un comunicado.

Esta primera etapa del oleoducto Vaca Muerta Sur permitirá fortalecer el sistema de evacuación de petróleo de la cuenca Neuquina “aprovechando al máximo la capacidad de transporte hacía las refinerías y hacia el puerto de Bahía Blanca”.

La obra comenzó en Loma Campana, histórico bloque operado por YPF en el corazón de Vaca Muerta. Para este primer tramo, la inversión rondará los US$ 190 millones y, según la compañía, se generarán 500 puestos de trabajo durante el pico de las tareas. Para la construcción se demandarán más de 10.000 caños de 20 y 30 pulgadas.

En su capacidad operativa máxima, el ducto permitirá transportar 390.000 bdp, incrementando en un 70% la posibilidad de evacuación de petróleo de la cuenca Neuquina y duplicando la capacidad actual de la zona núcleo de Vaca Muerta.

Segunda etapa y terminal exportadora

La segunda etapa del oleoducto de de 437 kilómetros más la terminal de exportación, que completan el proyecto, “están en etapa de desarrollo y con alto grado de avance”. Ambas obras demandarán una inversión de más de US$ 2.000 millones que “YPF afrontará en conjunto con otras compañías que ya mostraron interés en el proyecto”.

Cuando esté completado, el oleoducto Vaca Muerta Sur permitirá exportar 135 millones de barriles de petróleo por año “convirtiendo a la Argentina en uno de los principales exportadores de la región y aportando divisas y trabajo al país.

Además del oleoducto, el proyecto contempla la construcción de la playa de tanques más grande de Argentina y dos monoboyas flotantes que se ubicarán a 6 kilómetros de la costa.

, Redaccion EconoJournal

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300 MW fotovoltaicos: “La licitación está a punto de salir, hay que estar pendientes”

1000 MW es la capacidad total que promete el proyecto de Central Fotovoltaica Puerto Peñasco. Esta iniciativa renovable en el Estado de Sonora que prevé estar finalizada en 2028, está registrando hitos significativos que muestran su progreso.

De las cuatro secuencias de desarrollo que tiene planificadas, ya cuenta con 120 MW instalados y 300 MW están listos para interconectar. Si bien estas primeras dos fases han enfrentado demoras, se espera que su tercera fase de 300 MW adicionales sea lanzada próximamente, para luego dar lugar a una cuarta de 280 MW que permita concluir el proyecto en tiempo y forma.

Según anticipó el Dr. Rafael Cabanillas, titular de la Dirección de Energía de la Secretaría de Economía del Gobierno del Estado de Sonora, la Comisión Federal de Electricidad (CFE) se debería estar alistando para el lanzamiento de una convocatoria para la instalación de los nuevos 300 MW.

«Las convocatorias las saca la Comisión Federal de Electricidad, no lo controlamos nosotros pero le damos seguimiento. En lo que refiere a la secuencia tres, está pensada para iniciar a finales de este año”.

“De tal manera que, si no me equivoco, la licitación está a punto de salir, hay que estar pendientes. Son 300 MW, es grande”, subrayó el Dr. Rafael Cabanillas.

Las empresas interesadas en participar deberán contemplar que para que el proyecto pueda estar operativo durante el año 2026, tendrán 22 meses para la instalación en el Sistema Interconectado Baja California (BCA) pero que podrán existir demoras para alinear su despacho a requerimientos americanos.

“El Sistema Interconectado Baja California tiene una complejidad especial y es que está conectada a Estados Unidos. Tiene una sincronía de trabajo con la empresa con la que está conectada en Estados Unidos, que no es la del SIN. Entonces, para hacer esta conexión y poder integrarse, va a llevar un poquito más de tiempo. Pero la línea ya está construida”, aseguró el Dr. Cabanillas.

Durante un webinar moderado por Marisol Oropeza, Marketing And Public Relations Consultant de Intersolar y Business and Marketing Strategist de Matters, el director de Energía de Sonora aclaró que a futuro sí contemplan una incorporación al SIN pero anticipó que será “bajo un proyecto especial, entiendo yo, con una tecnología de alto voltaje de corriente directa para desfasar las sincronías y no tener los problemas que en estos momentos se presentan en corriente directa”.

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YPF comenzó la construcción del oleoducto Vaca Muerta Sur

YPF comenzó la construcción de los primeros 130 kilómetros del oleoducto Vaca Muerta Sur, una obra estratégica para el sector y para el país que permitirá incrementar la producción no convencional de petróleo y creará una plataforma exportadora de energía.

Este primer tramo se extenderá entre las localidades de Añelo, en Neuquén, y Allen, en Río Negro, donde conectará con el sistema de ductos Oldelval. Esto permitirá comenzar a transportar petróleo mientras se espera la culminación del segundo tramo y la terminal de exportación en la zona de Punta Colorada, cerca de Sierra Grande (Río Negro).

A su vez, esta primera etapa fortalecerá todo el sistema de evacuación de petróleo de la cuenca, aprovechando al máximo la capacidad de transporte hacía las refinerías y hacia el puerto de Bahía Blanca.

La obra comenzó en Loma Campana, bloque operado por YPF en el corazón de Vaca Muerta. Para este primer tramo la inversión rondará los 190 millones de dólares y se generarán 500 puestos de trabajo durante el pico de las tareas. Para la construcción se demandarán más de 10 mil caños de 20 y 30 pulgadas.

En su capacidad operativa máxima este ducto permitirá transportar el equivalente a 390 mil barriles diarios incrementando en 70 % la posibilidad de evacuación de petróleo de la Cuenca Neuquina y duplicando la capacidad actual de la zona núcleo de Vaca Muerta.

Segunda etapa y terminal

La segunda etapa y la terminal de exportación, que completarán el proyecto, están en desarrollo y con alto grado de avance. Implicarán una inversión de más de 2.000 millones de dólares que YPF afrontará en conjunto con otras compañías que ya mostraron interés en el proyecto.

Cuando esté completado, el proyecto Vaca Muerta Sur permitirá exportar 135 millones de barriles de petróleo por año convirtiendo a Argentina en uno de los principales exportadores de la región y aportando divisas y trabajo al país.

Además del oleoducto el proyecto contempla la construcción de la playa de tanques más grande de Argentina y dos monoboyas flotantes que se ubicarán a 6 kilómetros de la costa.

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Mendoza Vaca Muerta: los resultados de la exploración se conocerán mañana

Los resultados de la exploración de Vaca Muerta en Mendoza serán presentados por la petrolera de mayoría estatal, YPF. Todo apunta a aspectos positivos, pero se tiene precaución en el mantenimiento de la información. En Mendoza se obtuvieron los primeros resultados de la exploración de Vaca Muerta fuera de Neuquén. Mañana, mediante informes técnicos, YPF, la petrolera mayoritaria estatal, presentará los resultados. La empresa realizó dos encuestas en la región de Mendoza y, para validar los resultados positivos, prevé un desarrollo a gran escala con cien encuestas. Fuentes del sector dijeron que los resultados serían positivos, aunque se tiene cautela […]

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Marzec-Manser, de ICIS: “La Argentina está geográficamente bien ubicada para servir a múltiples mercados de GNL”

Desde Londres, Tomas Marzec-Manser, analista principal de mercados de gas para Europa y a nivel global de Independent Commodity Intelligence Services, repasó con EconoJournal los cambios en el mercado europeo del gas a partir de la crisis energética, las perspectivas en el mercado global del GNL en los próximos años, los factores geopolíticos que complican al mercado y las oportunidades de la Argentina. Europa logró dejar atrás lo peor de la crisis energética gracias al gas natural licuado (GNL). El reemplazo de las importaciones por gasoductos desde Rusia con importaciones por barco ocurrió relativamente rápido. En el Dutch TTF, principal […]

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Paolo Rocca mira a Chile: Techint avanza con la obra de infraestructura más grande de la historia de ese país

Después del Gasoducto de Vaca Muerta, terminado el año pasado, la unidad de Ingeniería y Construcción de Techint se concentra en dos proyectos vinculados con la industria minera en Chile. De qué se trata la obra de infraestructura más grande de la historia del vecino país. Chile necesita sustituir el agua de la Cordillera con agua de mar desalada para todo su desarrollo de cobre y de litio. Para eso, encaró una obra que está en plena ejecución a cargo de la empresa Techint, que permitirá mejorar la sustentabilidad de los proyectos mineros al no utilizar el agua de las […]

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Nacho Torres: «Tenemos la capacidad con Petrominera de hacernos cargo del área de Restinga Alí que va retrotraer YPF»

El gobernador habló con la prensa en su visita a Comodoro, y criticó a la oposición del justicialismo que hace política mezquina por la entrega de ambulancias. Volvió a defender el capitulo de Hidrocarburos de la Ley Bases y dijo que analiza una presentación judicial por la suba del gas. En su visita a Comodoro Rivadavia, el gobernador Ignacio Torres brindó definiciones sobre varios temas, y dejó un anticipo respecto a la reversión de áreas de YPF, que en uno de los casos podrá ser explotado por la forma estatal Petrominera S.E. «Yo creo que nosotros tenemos la capacidad, Neuquén […]

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“El GNL tiene que salir desde el puerto de Río Negro”

El gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, defendió la exportación de GNL por Río Negro. Fue en el Hotel Libertador, en uno de los tradicionales almuerzos del Club del Petróleo, que nuclea a los principales referentes del sector de Oil & Gas en la Argentina, donde realizó una presentación sobre el potencial y los desafíos que se deberán sortear para aprovechar todo el potencial que posee Vaca Muerta, y que la Argentina se convierta en un país exportador de Gas Natural Licuado (GNL) a nivel global. Figueroa se metió en el debate que se abrió ni bien se promocionó el proyecto […]

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El Puerto de Bahía Blanca tuvo una extraordinaria reunión de directorio con el eje ubicado en la planta de GNL

En el objetivo de valorizar Bahía Blanca como lugar para el emplazamiento del megaproyecto impulsado por YPF junto a la empresa Petronas para la exportación de gas natural licuado, el Consorcio de Gestión del Puerto de Bahía Blanca convocó una reunión extraordinaria ampliada de directorio. Cabe destacar que YPF y Petronas realizaron estudios técnicos, económicos, marítimos, de suelos y ambientales que permitieron determinar cómo hacer viable y competitivo a nivel internacional el proyecto en Bahía Blanca. El acuerdo de estudio y desarrollo conjunto que YPF y Petronas, la compañía malaya de petróleo y gas, firmaron durante el 2022, con el […]

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Ámbito Debate presenta un nuevo evento de Energía y Minería con entrevistas en Buenos Aires y San Juan

El streaming se podrá seguir en vivo desde la portada principal de Ámbito y a través de las redes sociales. Habrá paneles y entrevistas mano a mano desde San Juan, donde se realiza la expo minera. El miércoles 22 de mayo desde las 9.30 Ámbito Debate realiza otro evento de Energía y Minería con destacadas personalidades y referentes de cada sector estratégico para la economía argentina. El streaming se podrá seguir en vivo desde la portada principal de www.ambito.com y en las redes sociales de Ambito Financiero (YouTube, Red X, Instagram y Facebook) y de Ámbito Debate. El primer panel […]

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En San Patricio del Chañar se llevó a cabo la “2° Jornada técnica de emergencia en la industria del oil&gas”

Se denominan capacidades a los procedimientos que se deben seguir con antelación ante una emergencia que pueda surgir en una planta dedicada a la extracción de hidrocarburos. «2° jornada técnica de emergencia en la industria del oil&gas» comenzó con la presencia de las principales operadoras de Vaca Muerta, Shell, Pampa Energía y Phoenix. La actividad se desarrolló en el centro cultural municipal de San Patricio del Chañar. El intendente Gonzalo Nuñez y el Comisario Mayor Pablo Herbalejo, Director de Bomberos policía de la Provincia, acompañan la actividad.

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Aconcagua pasa por zonas de YPF para resaltar su rol en lo convencional

Consciente de que el convencional aún no hace mucho para ofrecer, la compañía busca expandirse fuera del auge de Vaca Muerta. Además, invierte mucho en energías renovables: se gastarán u$s 90 millones en un parque solar en Mendoza. En una gran apuesta a las cuencas Cuyana y Neuquina, la compañía compró los propios equipos de torre. Como parte del denominado Proyecto Andes, que acelera la industria petrolera del país, Aconcagua Energía anunció formalmente al mercado su decisión de participar en el proyecto en desarrollo para la venta de humedales ubicados en las provincias de Mendoza, Neuquén, Río Negro. , Chubut, […]

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Oldelval inauguró el ‘cerebro’ que supervisa el transporte de petróleo desde Vaca Muerta

La nueva obra, parte de la ampliación de capacidad de transporte que requiere una inversión de u$s 1200 millones, controla el sistema de bombeo del crudo neuquino hacia la terminal de Puerto Rosales. El conjunto Oldelval, encargado de dirigir el sistema petróleo más significativo del país, inauguró un nuevo Centro de Control para sus operaciones de midstream, lo que posibilita la evacuación casi del total del crudo producido por Vaca Muerta. Es un espacio inteligente que actúa como el cerebro de la operación. Su función es monitorear y tomar decisiones sobre la red de oleoductos de la compañía, que tiene […]

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Por la falta de gas natural en el sistema, el gobierno sale de urgencia a comprar 12 cargamentos de combustible líquido para evitar cortes de suministro a industrias

Cammesa, le empresa que se encarga del despacho de energía, que es controlada por el gobierno, salió este lunes a licitar de urgencia la compra de 12 cargamentos de fueloil y gasoil para hacer frente al aumento del consumo de gas por la ola de frío que se extenderá en el Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA) al menos hasta el próximo fin de semana. La llegada del frío en la zona centro del país tomó por sorpresa a la Secretaría de Energía, que había programado el arribo de las bajas temperaturas recién para la primera semana de junio.

La crisis por las inundaciones en el sur de Brasil, que obligó al gobierno de Lula Da Silva a suspender los envíos de energía hacia la Argentina (se pueden importar hasta 2000 megawatt diarios de electricidad), tampoco ayudó al gobierno, que está preocupado por la falta de gas natural en la red troncal de gasoductos. De hecho, de los datos del Enargas, el ente regulador, se desprende que el linepack (presión) del sistema de transporte de gas viene a la baja desde la última semana. Por eso, la instrucción de la Secretaría de Energía es que Cammesa empiece a despachar el parque de generación termoeléctrico con la mayor cantidad de combustibles líquidos (reemplazantes naturales del gas natural) posibles. De ahí se explica que la compañía que administra el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) haya salida casi desesperadamente esta semana a buscar tanto local como internacionalmente la provisión de 200.000 toneladas de fuel oil y 350.000 metros cúbicos (m3) de gasoil. Se estima que el costo estimado de todos los cargamentos rondará los 600 millones de dólares, adicionales a lo que ya estaba previsto, lo que sumará una presión fiscal adicional a las cuentas que lleva adelante el Ministerio de Economía.

Un buque tanque de gasoil como los que salió a importar de urgencia Cammesa por la falta de gas natural.

El Servicio Meteorológico Nacional (SMN) informó que a partir del jueves y hasta el viernes los vientos del sur regresarán con ráfagas de hasta 50 km/h, lo que provocará un descenso significativo de las temperaturas en el AMBA. Las mínimas caerán por debajo de los 8° y las máximas llegarán solo a 13° el viernes. El próximo sábado 25 de mayo será el día más frío de la semana. Las temperaturas mínimas caerán a 4 grados durante la madrugada, mientras que las máximas solo alcanzarán los 11 grados al mediodía.

Compras de urgencia

Cammesa traerá 7 cargamentos de 50.000 m3 de gasoil cada uno y 5 cargamentos de fueloil por 200.000 toneladas en total. Las empresas interesadas en participar de la licitación deberán presentar sus ofertas este miércoles. La mayoría del combustible se va a tener que traer del exterior porque no hay volúmenes suficientes para adquirir esa cantidad de gasoil y fueloil en el mercado local. «La primera ventana para entregar gasoil que definió el tender es en los primeros días de junio. Salvo que algún trader o petrolera internacional cuente con un barco que de casualidad esté navagando cerca de Buenos Aires, es difícil que Cammesa consiga ofertas y si lo hace, el precio que deberá pagar será bastante más caro que el de mercado», explicó en una petrolera.

El problema de fondo es que no hay gas natural disponible en el sistema debido a las restricciones en el sistema de transporte como consecuencia de la falta de capacidad en los gasoductos durante los picos de demanda. Prueba de eso es que la construcción de las dos plantas compresoras en Tratayén y Salliqueló de Gasoducto Néstor Kirchner, que permtirían duplicar el volumen de gas transportado desde Neuquén hasta Buenos Aires (hoy se envían 11 MMm3/día de gas), se demoró por la transición que implicó el cambio de gobierno, que demoró el proceso de aprobación de certificados de avance de obra a las empresas constructoras que trabajan en esos proyectos (se estima que la deuda actual de Enarsa con los contratistas ronda los US$ 40 millones).

Sacde acelera la construcción de la planta compresora en Tratayén que se demoró por la falta de pagos del gobierno.

La intención de la Secretaría de Energía es que la planta compresora de Tratayén ingrese en operación en el trancurso de junio, lo que permitirá traer 5 MMm3/día más de gas natural desde Neuquén, pero mientras tanto la instrucción de la cartera que dirige Eduardo Rodríguez Chirillo a Cammesa, que por contrato puede tomar un bloque de 30 MMm3/día de gas, fue que baje la demanda del fluido para evitar que se acreciente la caída del linepack. Especialistas consultados por EconoJournal aseguraron que si el gobierno no gestiona de forma integral y unificada (es decir, controlando y coordinando en detalle las existencias de GNL en Escobar, de gasoil y fuel oil y de gas local en el sistema de transporte), el abastecimiento de gas natural durante las próximas dos semanas podría complicarse de manera significativa.

Durante la semana pasada ya hubo problemas por la ola de frío. Algunas distribuidoras de gas empezaron a cortarle el suministro “interrumpible” a más de 124 estaciones de servicio que comercializan Gas Natural Comprimido (GNC) para vehículos, por lo que se suspendió la venta a los usuarios en un centenar de localidades, entre ellas el AMBA, La Plata, Mar del Plata, Santiago del Estero y Tucumán. El corte de gas de contratos interrumpible de GNC es, en los hechos, la primera palanca a la que puede recurrir el sistema para autopreservarse frente a la faltante de gas natural. La segunda es el corte de los contratos interrumpibles de gas en poder de industrias y grandes comercios. Con la compra de urgencia de combustibles líquidos, que obligarán al Ministerio de Economía a gastar más de US$ 500 millones que no estaban previstos (porque el costo del gasoil y fuel oil no es trasladado a la demanda), el Ejecutivo quiere evitar llegar a esa segunda fase que agravaría la crisis.

, Redaccion EconoJournal

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Publican para comentarios decreto sobre autogeneración remota en Colombia

No hay dudas que la generación distribuida juega un rol importante en la ambiciosa meta planteada por el gobierno actual de Gustavo Petro de alcanzar 6 GW de capacidad instalada renovable, antes de finalizar su mandato.

Bajo esta premisa, el Ministerio de Energía y Minas publicó para comentarios el borrador por el cual se modifica el Decreto 1073 de 2015, en relación con los lineamientos de política energética en materia de autogeneración y producción marginal.

Este documento tiene como objetivo principal generar simetría en las condiciones de participación en el mercado mayorista entre los generadores, autogeneradores y productores marginales al adicionar la “producción marginal” y eliminar “entrega de excedentes”.

De esta forma, establece que los consumos de energía en áreas especiales y por productores de hidrógeno abastecidos por fuentes no convencionales de energía renovable (FNCER) estarán exentos de estos cargos por un periodo de dos años.

Decreto_Autogeneracion_para_comentarios

A su vez, propone un límite mínimo de la autogeneración a gran escala. De acuerdo al escrito, la UPME establecerá, en un período de seis meses, el límite máximo de potencia de la autogeneración a pequeña escala, el cual se podrá actualizar si las variables que se tuvieran en cuenta para su determinación cambian significativamente.

«Este tendrá en cuenta criterios técnicos y económicos y no podrá ser superior al límite mínimo de potencia establecido por regulación para que una planta de generación pueda ser despachada centralmente», explica.

Asimismo, fija los parámetros o «requisitos necesarios» para ser considerado autogenerador o productor Marginal. Algunos de ellos son la utilización de activos del Sistema de Transmisión Nacional y la regulación de excedentes de energía. En otras palabras, los productores marginales pueden entregar excedentes a la red y deben estar representados en el mercado mayorista por un agente comercializador o generador.

En este sentido, la propuesta de ley permite que la energía producida por autogeneradores pueda utilizar los activos del sistema de transmisión nacional para el autoconsumo en sitios diferentes a los de producción. Además en la entrega de la Energía Excedente, la cantidad de energía sobrante producida puede superar el consumo propio en cualquier proporción.

Según pudo saber Energía Estratégica, esta propuesta del Ministerio de Energía y Minas fue bien recibida por expertos del sector energético por facilitar la optimización del uso de recursos energéticos propios.

Uno de ellos fue Ricardo Álvarez Orozco, Director de Desarrollo de Negocios en We Power, empresa enfocada en soluciones de energía solar y eficiencia energética, quien destacó en sus redes sociales: «El decreto de autogeneración se complementa con el de comunidades energéticas al promover la generación distribuida y la participación ciudadana en la gestión energética. Las comunidades energéticas pueden aprovechar la normativa para autogenerar y consumir energía en colectivo, maximizando los recursos locales y fomentando la cohesión social».

Álvarez Orozco, explicó que con ambas iniciativas abren oportunidades ya que reducen los costos operativos y mejoran de la sostenibilidad para la industria, facilitan a las personas el acceso a energía reduciendo de la pobreza energética e incrementan la independencia energética y la promoción de la sostenibilidad ambiental a nivel país.

No obstante señaló que para que su aplicación sea efectiva, el gobierno deberá asumir los retos de: «asegurar la correcta aplicación de las exenciones y parámetros; desarrollar la infraestructura necesaria para soportar la autogeneración y la entrega de excedentes; y extender la autogeneración remota a otras áreas, no solo especiales».

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Ventus superó los 2300 MW renovables instalados en Latinoamérica

Ventus, una empresa de ingeniería y construcción civil dedicada a proyectos de energía renovable e infraestructura, presentó su primer Informe Anual de Sostenibilidad, correspondiente al año 2023 y por el que da a conocer los principales hitos de la compañía. 

El reporte detalla que Ventus sumó 130 MWp de capacidad instalada mediante la ejecución exitosa  de contratos de EPC para parques solares fotovoltaicos y 90 MW de contratos de operación y mantenimiento, lo que le permitió incrementar en un 22% el valor económico de la empresa respecto a 2022.

Gracias a ello la compañía superó los 2300 MW de capacidad solar y eólica construida en América Latina, gestionando más de USD 2.700 millones en activos renovables para sus clientes. 

«Para el año 2023, nuestra meta fue alcanzar un total de USD 76 millones en contratos de servicios firmados con clientes. Nos complace informar que superamos este objetivo, logrando un total de USD 83 millones de dólares”, detalla el Informe Anual de Sostenibilidad.

Y dentro de esos números, se destaca la consolidación de Ventus en Colombia, donde están presentes desde 2016 y ya representan más del 40% de la potencia renovable operativa en el país con más de 500 MWp. 

Mientras que en Uruguay fueron partícipes del parque solar Albisu I (14 MW de potencia), el  primer parque fotovoltaico dedicado a la venta de energía entre privados en la historia del mercado eléctrico del país (ver nota), que contó con una inversión aproximada de 14 millones de dólares y más de 150 colaboradores de mano de obra, del cual el 14% fueron mujeres. 

Dicho parque posee más de 24000 paneles solares y la cantidad de energía entregada será de 23500 MWh/año. Y si bien ya existía una ley y un marco regulatorio, nunca se había dado que dos privados hubieran comercializado energía entre ellos, por lo que es un hito para el mercado eléctrico uruguayo. 

“La empresa trabaja activamente en el desarrollo de proyectos GreenField. En este marco, Ventus posee antecedentes por más de 1200 MW de desarrollo y más de 30 proyectos de energía renovable en toda la región de América Latina, desde la etapa Greenfield hasta la etapa “listo para construir”, y vendió esos proyectos a inversores Tier 1”, complementa el documento. 

“También hemos avanzado en el desarrollo de un proyecto pionero de hidrógeno verde en Uruguay, el cual esperamos poder anunciar próximamente, y hemos colaborado con la Cámara de Industria en el diseño de un Plan Nacional para la recuperación y valorización de envases, lo cual marcará un hito histórico para el país y la región”, añade

En tanto que por el lado de movilidad eléctrica, Ventus alcanzó un acuerdo con la firma Evergo (plataforma de carga de vehículos eléctricos), para construir la red de carga privada más grande del Uruguay; como parte de sus principales hitos en el transcurso del 2023. 

Compensación de la huella de carbono

La empresa fundada en 2010 inició el proceso de medición de nuestra huella de carbono en todos los sitios donde llevan a cabo nuestras operaciones para que, a fines del corriente año, puedan  identificar con precisión las actividades y materiales que tienen el mayor impacto en la generación de gases de efecto invernadero

A la vez, durante el año pasado plantaron un total de 130 ejemplares de especies nativas, que ha permitido alcanzar una proyección de captura de carbono de 156,25 toneladas de dióxido de carbono equivalente (t CO2 equivalentes) como parte del compromiso activo con la restauración y conservación ecológica.

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TotalEnergies anticipa grandes inversiones en energías renovables dentro de República Dominicana

TotalEnergies, compañía multienergética global integrada, avanza en su compromiso con la transición energética en mercados de Centroamérica y el Caribe.

En República Dominicana, donde la compañía está operativa desde el año 2014, está impulsando una estrategia de negocios que incluirá un alto componente de activos de energías renovables.

“En República Dominicana, serán 500 a 600 MW en operación en los próximos dos o tres años”, aseguró Fernando de la Vega, Country Manager Renewables de TotalEnergies Dominicana.

Durante su participación en el megaevento de Future Energy Summit (FES) en el Caribe, el referente señaló que la oficina de República Dominicana será hub o ancla de la región del Caribe, siendo otro mercado importante Puerto Rico donde avanzará también a través de ciertas asociaciones de baterías y energía solar.

En la zona continental, adicional a su actividad en grandes mercados como Brasil, Chile, Argentina y Estados Unidos, prevén avanzar con más de 1.5 GW hacia el final de la década, siendo Guatemala y Panamá las plazas más estratégicas para el crecimiento de la compañía en Centroamérica, y otras como Colombia, Ecuador y Perú en Sudamérica.

Para lograrlo, la intención de la compañía en el sector de electricidad involucra la integración vertical a través de cinco pilares: Generación, a partir de renovables; Flexible Power, vía ciclo combinado con gas natural; almacenamiento en baterías; Trading de Electricidad, comercio que llevará a cabo en ciertos países que están interconectados; y finalmente la venta de Electricidad, llevando el electrón al usuario final.

Almacenamiento como un work around

Para concretar la interconexión de un parque de generación en aumento, desde TotalEnergies Dominicana advierten la necesidad de ampliar la infraestructura de transmisión. Ahora bien, mientras se aguarda por aquellas inversiones cuantiosas en redes, desde la compañía destacan el rol del almacenamiento como solución alternativa para un mayor aprovechamiento de la electricidad disponible.

“El almacenamiento es un hack, es un work around, para poder brindar la red y también poder seguir creciendo en términos de la energía renovable en este país”, consideró Fernando de la Vega, Country Manager Renewables de TotalEnergies Dominicana.

Desde la perspectiva del referente empresario “hay mucho interés” por incorporar almacenamiento. No obstante, un gran pendiente para poder agilizar su incorporación sería brindar claridad sobre cómo se encuadraría esta solución y sus servicios asociados en el mercado.

“Necesitas la certeza de saber a qué precio y cómo va a ser el retorno de la inversión”, subrayó.

A partir del precio spot, los inversionistas ya están realizando cálculos de referencia, pero aquello no sería suficiente; por lo que, el pedido de la iniciativa privada sería que el regulador avance en aquella definición para obtener un precio oficial, que sería preciso para poder cerrar el financiamiento de nuevos proyectos de almacenamiento.

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Según OLADE, la inflación energética para América Latina y el Caribe fue de 1,96% interanual

En línea con su rol de ayudar a la formulación de las políticas públicas y estrategias empresariales que contribuyan a la transición energética, la Organización Latinoamericana de Energía (Olade),  presentó el nuevo Indicador de Inflación Energética para América Latina y el Caribe (IE-LAC) (ver transmisión),  herramienta que mide mensualmente la variación de los índices de precios al consumidor (IPC) de la canasta energética a nivel regional.

Este índice contó con la colaboración de Comisión Económica para América Latina y el Caribe (CEPAL) y tiene como objetivo proporcionar datos analíticos efectivos para comprender y abordar los desafíos relacionados con los precios de la energía en la región.

Durante la presentación, el secretario ejecutivo de OLADE, Andrés Robolledo, compartió que en marzo de este año la inflación fue de 1,96% con respecto al mismo mes del año anterior y de 0,58% respecto a febrero del 2024. Esto refleja una etapa de estabilización de precios de la energía en la mayoría de las economías regionales, luego de la tendencia ascendente producida entre 2021 y principios de 2022.

De acuerdo al experto, hasta junio del 2022 la inflación energética fue en alza como consecuencia del i) conflicto Rusia – Ucrania, ii) a que varias economía comienzan a desmantelar los subsidios aplicados previamente durante la Pandemia, y iii) a la recuperación económica post pandemia.

El crecimiento moderado que presenta el indicador durante el segundo semestre de 2023 e inicios del 2024, responde a la vinculación que tienen los precios de los combustibles en muchos países con el precio internacional del petróleo, el cual ha sido volátil, pero ascendente en la mayor parte de dicho período.

De acuerdo al reporte, el periodo de recuperación de la pandemia significó un incremento de la inflación energética alcanzando valores máximos durante el primer semestre del año 2022, a partir del cual dicho indicador mantuvo una tendencia a la baja, por aproximadamente un año, reflejando una estabilidad relativa de precios de la canasta básica.

Al analizar cómo se comportaron los precios de la energía en los últimos dos años y Robledo compartió elementos claves que explican el aumento de inflación en este periodo: «El alza de la IELAC en los últimos dos años tienen que ver con la eliminación de muchos subsidios que se aplicaron durante la pandemia y la guerra de Ucrania y Rusia que trajo problemas en la cadena de suministro».

Por otro lado, el peak de la inflación energética en los países OCDE se alcanzó en junio de 2022, cuando se registró una variación anual de 40.48% en el índice de precios. De hecho, el porcentaje del PIB que se gastó en el consumo final de energía en el año 2022, se incrementó 2 veces respecto al 2021.

Luego, desde junio 2022, es llamativa la pronunciada caída de la inflación energética de los países de la OCDE. Esto se debe a la menor demanda de un 15% por la desaceleración económica de este grupo de países y por el esfuerzo en eliminar gradualmente la dependencia de la UE a los combustibles fósiles y así limitar la volatilidad de los precios de gas y electricidad. De hecho, luego de esta persistente caída, recién en marzo de 2024, la inflación energética de la OCDE fue positiva con un 0,61%.

De esta forma, señaló que los países de América Latina y el Caribe en estos dos años que han sido tan complicados a nivel internacional, ha sido más resiliente al impacto de los precios al consumidor final que los países de la OCDE.

Y argumentó: «La inflación energética en América Latina es menos sensible a la coyuntura internacional que en los países de la OCDE y más dependiente a las políticas internas de cada país. Uno de los elementos que nos da una cobertura natural o blindaje tiene que ver con la presencia de la incorporación de renovables en la matriz energética (65% de la generación eléctrica) y la producción propia de gas, petróleo y biocombustibles. Esta es una oportunidad que nos obliga a ser coherentes a la hora de crear regulaciones».

En este contexto, durante la conferencia de prensa llevada a cabo al final de la presentación, Robolledo brindó recomendaciones para mantener estabilidad de precios en América Latina y la Región.

«Es clave que como región continuemos en la senda de diversificar muestra matriz a través de las energías renovables. También se deben aumentar los tipos de contrato en materia de suministro eléctrico que son a largo plazo para generar estabilidad en el tiempo en los precios», destacó.

«Si bien sigue habiendo incertidumbre, además de apostar a la diversificación de la matriz al reducir la dependencia hidroeléctrica en esos periodos de convulsión, también es clave la integración de nuestros países. Como región estamos en una posición mejorada respecto a otros países del mundo, hay que aprovechar esas oportunidades», agregó.

De acuerdo al experto, Centroamérica tiene un atributo muy interesante que es la integración eléctrica por 30 años. Esto le ha permitido generar una institucionalidad económica que hace mas independiente a la región en intercambios eléctricos, los cuales le han brindado la posibilidad de evitar racionamientos de energía en muchos casos.

No obstante, concluyó: «América Latina esta transformando sus sectores eléctricos por consideraciones climáticas de mediano y largo plazo pero que tienen un impacto permanente y diario. No solo está invirtiendo en energía solar sino que también hay muchos proyectos de eólica en países como Brasil. Los países de nuestra región están haciendo un esfuerzo por incorporar energía renovable y hacia ese camino debemos seguir».

 

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Trina Solar registra un aumento del 27% en sus ingresos interanuales liderando el mercado de las energías renovables

El crecimiento alcanzado durante 2023 podría catalogarse como un hito mundial para Trina Solar. La empresa, no sólo alcanzó envíos de módulos por más de 65 GW a finales del año pasado- un 51% más de lo que se logró en 2022,- sino que, además, espera que la cifra actualizada al cierre del primer trimestre de 2024 supere los 205 GW en el total acumulado.  Este liderazgo se ha extendido a su serie Vertex, donde la firma registra un suministro por más de 120 GW de su versión 210 mm a sus proveedores de todo el mundo al primer trimestre del año.

Estos son algunos de los hitos clave para la empresa de energías renovables que, en 2023, registró ingresos por más de 16 billones de dólares, un 27,26% más que el 2022, según informó la compañía en su 2023 Annual Report.

Gracias a su mirada innovadora a los desafíos actuales de la industria energética, Trina Solar ha batido 25 récords mundiales en innovación y eficiencia de conversión de células fotovoltaicas. Un historial de logros que se ha construido gracias al desempeño de sus más de 50.0000 trabajadores que operan desde las 70 sucursales activas que posee la marca.

Los módulos de Trina Solar son sólo una de las tres unidades de negocio en las que la empresa ha logrado grandes hitos al ser la primera empresa de la industria en alcanzar una producción masiva de módulos TOPCon de más de 700W, liderando la industria en la era PV7.0.

Con “TrinaTracker” – software de monitoreo inteligente-, durante 2023, se concretó la aplicación de 200 nuevas patentes al repertorio de 2.000 patentes de softwares y derechos de Copyright que tiene registrada la compañía. Éstas permitirán, en un futuro cercano, la digitalización de nuevas plantas fotovoltaicas, gracias al desarrollo de soluciones avanzadas con inteligencia artificial, con la calidad y garantía que identifica a Trina Solar.

Con presencia en más de 170 países y regiones, Latam y el Caribe no queda fuera de este panorama. La tercera categoría “TrinaStorage”- la unidad de negocio de almacenamiento de energía y baterías- anunció su apertura en la región en enero de este año y eligió a Chile como su plataforma.  Al respecto, Vicente Walker, Storage Business Development Manager de Latinoamérica y el Caribe, y también, representante de Chile en esta recapitulación de nuevos logros para Trina Solar a nivel global, señala que la empresa sigue sumando nuevos proyectos para el éxito de este 2024.

Para el segundo trimestre de 2024, la unidad de Trina Storage sigue consolidando su posición como proveedor líder mundial de productos y soluciones de almacenamiento de energía, como fabricante de almacenamiento de energía de nivel 1, según la última evaluación del informe BloombergNEF (BNEF). La empresa ha impulsado su éxito en el mercado del almacenamiento de energía, con productos como sus celdas de batería de 280Ah, 306Ah y 314Ah, que, sin duda, reflejan las capacidades internas e investigaciones que poseen.

“Estamos muy contentos con un proyecto nuevo que incluye las últimas versiones de todos los equipos, es decir, los módulos fotovoltaicos, TrinaTacker y TrinaStorage. Estamos contentos de que el cliente crea en el valor agregado de encontrar todos los suministros en una sola marca; la solución completa”, señaló Walker.

También destaca la capacidad de innovación y producción que tiene Trina Solar en más de 7 países alrededor del mundo, entre ellos Vietnam, Tailandia, Indonesia, Estados Unidos, Brasil, España y Emiratos Árabes. Así Trina Solar cuenta con más de 95GW de capacidad mundial de producción de módulos, 50 GW en wafers, 75 GW en celdas, 10 GW en trackers y 12 GWh de storage. Esta última cifra llegó a 25 GWh durante el primer trimestre de 2024.

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Gobierno de Colombia inicia con la entrega de Comunidades Energéticas Educativas

El Gobierno Nacional a través del Ministerio de Minas y Energía informa al país la entrega de las primeras Comunidades Energéticas Educativas que hacen parte de la Estrategia Nacional de Comunidades Energéticas. Lo hace desde el emblemático territorio de paz, memoria y dignidad del Municipio de Bojayá, tras 22 años de los trágicos acontecimientos que enlutaron a nuestro pueblo.

La Energía del Cambio llegó a los colegios públicos del Chocó para transformar vidas a través la inauguración de 23 Comunidades Energéticas en su camino a la democratización de la energía y el derecho de niños y niñas a la educación digna: “Con la Comunidad Energética pudimos solucionar una dificultad que teníamos en la escuela de Sanceno.

Los niños ya tienen acceso a la luz a través de los paneles solares y cuentan con el servicio de manera permanente”, asegura Maritza Mena Bolaños, profesora de la Institución Educativa de Sanceno.

El Ministerio de Minas y Energía busca democratizar el derecho a la energía como base habilitante de las economías regionales populares y el desarrollo territorial.

El Ministro Andrés Camacho señala que se trata de una apuesta para que los habitantes de estas poblaciones puedan acceder a la energía, a partir del desarrollo de modelos energéticos respetuosos con el medio ambiente y haciendo uso de los potenciales energéticos renovables de los territorios.

Más de 1.400 personas empiezan a escribir una nueva historia donde serán protagonistas de la superación de las brechas de la pobreza multidimensional.

“Para nosotros es una bendición tener estos paneles porque el triángulo educativo se está beneficiando de ellos y es muy útil para el proceso de aprendizaje. Cuando la energía que viene de Quibdó se va, en la escuela seguimos contando con el servicio y no detenemos las clases”, afirma Aura Helena Romaña Mosquera, profesora cede educativa, Calle Quibdó.

“El Chocó escribe una nueva historia, las instituciones educativas ubicadas en Zonas No Interconectadas antes contaban con algunas horas de servicio de energía a través de plantas diésel, lo que implicaba altos costos para la compra de combustible y su mantenimiento, sumado al impacto en contaminación, ahora, tienen energía garantizada a través de sistemas amigables, dignificando la vida de la comunidad”, concluyó el Ministro.

Instituciones beneficiadas:

I.E Técnica Agroecológica Cristo Rey de Tutunendo- Sede Policárpica Salavarrieta

I.E Técnica Agroecológica Cristo Rey de Tutunendo- Sede Los Estancos

I.E Técnica Agroecológica Cristo Rey de Tutunendo- Sede Icho

I.E Técnica Agroecológica Cristo Rey de Tutunendo- Sede de Guadalupe

I.E Técnica Agroecológica Cristo Rey de Tutunendo- -República de Panamá

I.E Mia Jorge Valencia Lozano- Sede la Troje

I.E Agropecuario de Tagachi- Sede principal

I.E Agropecuario de Tagachi- Sede de Tagachi

Centro Educativo Indígena Jesús Antonio Velásquez el 20 Sede Playa Bonita

Centro Educativo Indígena Jesús Antonio Velásquez el 20- Sede Motoldó

Centro Educativo Indígena Jesús Antonio Velásquez el 20 sede principal

Centro Educativo Indígena Jesús Antonio Velásquez el 20- Sede Baratudo

Centro Educativo Diego Luis Córdoba- Sede San Joaquín

Centro Educativo Diego Luis Córdoba- Sede Puerto Murillo

Centro Educativo Diego Luis Córdoba- Sede El Manso

Centro Educativo Diego Luis Córdoba- Sede Curiquidó

Centro Educativo Diego Luis Córdoba- Sede Boca de Purdú

Centro Educativo Diego Luis Córdoba

Centro Educativo Barranco – Sede la Loma de Belén

Centro Educativo Barranco – Sede El Trapiche

Centro Educativo Barranco – Sede de Sanceno

Centro Educativo Barranco – Sede Calle Quibdó

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CMP y ENGIE prueban funcionamiento de primer camión de extracción en Chile que opera en base a gas natural

Un importante paso en la transición energética de la gran minería dieron Compañía Minera del Pacífico (CMP) junto a ENGIE Chile. Se trata de la primera carga de gas natural licuado (GNL) a un camión de extracción CAEX de 220 toneladas, dando inicio a un periodo piloto de su uso en Mina Los Colorados, ubicada en Huasco, región de Atacama.

El equipo de alto tonelaje de la empresa minera fue modificado con un kit de conversión para implementar un innovador sistema de alimentación de combustible dual, utilizando principalmente gas natural licuado y, en menor medida, diésel. De esta manera, se espera que el camión reduzca entre un 15% y un 25% las emisiones de CO2 y entre un 25% y un 35% las de material particulado (MP).

El camión se mantendrá en fase piloto por cuatro meses, periodo en el que ambas compañías analizarán el funcionamiento y rendimiento del camión utilizando este nuevo sistema de combustible. Dentro de los principales puntos a evaluar se encuentran la sustitución de gas natural por diésel, la reducción de emisiones de CO2 y MP, y su productividad y disponibilidad física, entre otros.

En una mirada hacia el futuro respecto a esta propuesta, Carlos Gómez, gerente de Proyectos de CMP indicó que “en sintonía con nuestro plan de descarbonización, esperamos que los resultados sean positivos y que estos nos permitan visualizar un proyecto mucho mayor, modificando la flota completa de camiones CAEX de Mina Los Colorados. De lograr este hito obtendríamos una reducción de emisiones bastante importante, equivalente a sacar de circulación 1513 automóviles”.

Por otra parte, desde la empresa ENGIE, su gerente de Producto Gas, Andrés Peragallo, señaló: “CMP y ENGIE apuntan a cumplir las metas globales que tienen ambas compañías, y que tenemos como país, en línea con la descarbonización de los procesos productivos. Por lo mismo, el uso de gas natural en los CAEX es fundamental, siendo la primera vez que se aplica en Chile, tanto en la industria del gas y en la minería, la cual esperamos extrapolar a más flotas de camiones y otras aplicaciones de movilidad”.

Desde CMP agregaron que este proyecto representa un paso significativo hacia la descarbonización de la gran minería en Chile y marca un camino a seguir dentro de la industria, donde la compañía mantiene un rol activo respecto a la aplicación de la tecnología e innovación en este campo.

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Chirillo y el mercado eléctrico

El Secretario de Energía, Eduardo Rodriguez Chirillo, sostuvo que “el Presidente Javier Milei vino a quitar al Estado del rol de intermediario en el mercado eléctrico, dándole mayor libertad y responsabilidad a la oferta y la demanda”.

En una presentación ante Senadores, durante otra jornada de análisis del contenido del proyecto de Ley Bases, el funcionario explicó que con esta Ley “los generadores podrán hacer contratos con distribuidores, sin la intervención de CAMMESA”.

“Las responsabilidades pasan a ser de la oferta y la demanda. CAMMESA deja de hacer contratos con los generadores. Los generadores van a hacer contratos con los distribuidores. Los distribuidores ya tienen la capacidad económica, a través de la tarifa, para pagar los contratos suficientes a los generadores”, describió.

“Y CAMMESA volverá a ser una empresa de despacho y liquidacion de las transacciones y la seguridad del sistema”, remarcó.

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TGN publicó su Reporte de Sustentabilidad 2023

TGN publicó este mes su 24° Reporte de Sustentabilidad, en el que resume los objetivos, logros y desafíos de su gestión durante 2023 y reafirma su compromiso con los diez principios del Pacto Global de Naciones Unidas.

El reporte toma en consideración las materias fundamentales del servicio de transporte de gas, su rol en la cadena de suministro y las estrategias de abordaje para contribuir con la Agenda 2030 para el Desarrollo Sostenible. La información se basa en los Estándares GRI 2 y GRI 11. Los indicadores y protocolos aplicados guardan relación con las operaciones que desarrolla.

En el contexto global y en respuesta a los desafíos del mercado local y regional, TGN hace esfuerzos por adoptar prácticas que minimicen los impactos ambientales, contribuyan al desarrollo de las comunidades y fortalezcan la sostenibilidad del suministro energético”, expresó Daniel Ridelener, Director General de TGN, la operadora regional de gasoductos más extensa del país.

En este sentido, la compañía comunicó que en 2023 se realizaron obras que permitieron cambiar la configuración de las plantas compresoras Tío Pujio y Leones, modificando así el sentido de un tramo del Gasoducto Norte (entre el sur de Santa Fe y el centro de la provincia de Córdoba) para incrementar la capacidad de transporte del fluido en un 40% y lograr el abastecimiento a industrias, centrales de generación de energía eléctricay hogares de esa región.

Asimismo, para asegurar la prestación del servicio de transporte de gas natural el Programa de Gerenciamiento de Integridad (PGI) realizó reemplazos de revestimientos y pruebas hidráulicas en cañerías además de obras de readecuación en cruces de ríos como el Vipos (Tucumán) y el Lavayén (Jujuy) y en el arroyo Balbuena (Salta). Como complemento, su Plan de Prevención de Daños generó a nivel país casi 1.000 visitas puerta a puerta, atendió más de 250 solicitudes de interferencias y brindó talleres y charlas a 120 entidades.

“Durante este año, utilizando criterios ESG (Environmental, Social, and Governance),TGN llevó adelante una revisión de sus principales políticas, del análisis de riesgo basado en la doble materialidad, con el propósito de eficientizar sus operaciones y gestión del negocio, contribuyendo con un triple impacto positivo que impulse la transición energética justa”, añadió Iván Hansen, gerente de Asuntos Públicos, destacando la adopción del enfoque también en el proceso de elaboración del Reporte.

Con foco en la acción climática, los esfuerzos en este período se concentraron en la generación de conocimiento. En este marco, se plantearon objetivos para el estudio y la revisión de procesos internos, que entre otras cuestiones abordó la gestión de emisiones de GEI, la gobernanza de datos, los inventarios y las fuentes de emisión, también se relevaron las instalaciones de compresión, se analizaron los riesgos climáticos y los diagnósticos con resultados de inventarios, en colaboración con dos consultoras especializadas.

TGN registra desde 2020 en forma anual su Inventario de Emisiones de Gases de Efecto Invernadero (GEI), abarcando los alcances 1 y 2, en base al Protocolo GHG. Las emisiones directas de GEI se originan, principalmente, como consecuencia de los gases de combustión liberados por los equipos de compresión y generación eléctrica para la seguridad de las instalaciones. El total del gas natural transportado en todo el sistema fue de 18.041 MMm3; el total de emisiones GEI: 1.117.043 t CO2eq y las de alcance 1, 1.116.595 t CO2eq.   

En el plano, social se realizaron acciones en 17 provincias, que llegaron a 90 localidades municipales o departamentales. Más de 7.700 participantes, entre estudiantes y docentes participaron de las actividades, en las que contribuyeron 81 voluntarios, todos colaboradores de la compañía.  Con motivo de celebrarse su 30 aniversario, a lo largo del año, se desarrolló el programa 30 años | 30 escuelas que aunó conocimiento, diagnóstico y acción al poner en práctica conceptos como la eficiencia energética en 30 escuelas técnicas, destacando el papel del gas en la transición energética y facilitando la incorporación de dispositivos de energías renovables.

El programa Cadena de Valor transitó su edición 16 y se concretó con la participación de 15 pequeñas empresas provenientes de 6 provincias.

Las actividades y los procesos reportados, como el impacto positivo de todos los indicadores, es el resultado del esfuerzo coordinado de muchas personas que trabajan en TGN, en distintas áreas y locaciones, todas ellas, comprometidas con la responsabilidad de gestionar”, agradeció Claudio Moreno, Jefe de Responsabilidad Social Empresaria de la compañía.

Ver el Reporte de Sustentabilidad 2023

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Oldelval innova con un nuevo Centro de Control

Oldelval puso en marcha una innovadora Sala del Centro de Control. La nueva instalación funciona como el cerebro de la operación y su función es la monitorización y toma de decisiones de la red de oleoductos de la compañía. El flamante centro de control fue ideado como un espacio de alto rendimiento y de funcionamiento continuo, para el seguimiento y análisis durante las 24 horas al día, los 7 días a la semana, durante todo el año.

Su rol asegura el óptimo funcionamiento de los distintos sistemas de ductos, permitiendo coordinar de forma segura los distintos puntos de carga y descarga de hidrocarburos del sistema. Las decisiones que se toman y las acciones que se definen allí, impactan en el desempeño de toda la red de transporte. Su función es clave para garantizar que las operaciones se lleven a cabo de manera eficaz, efectiva y segura, resguardando la integridad de las personas, las instalaciones y el medio ambiente.

La arquitectura del espacio se diseñó en función de las tareas que se llevan a cabo cotidianamente en el lugar. Por ello, el diseño está centrado en las personas. También se priorizaron aspectos determinantes para la funcionalidad del espacio, como la superficie de la sala, la climatización, la iluminación, accesibilidad y el mantenimiento óptimo.

La Ergonomía y el cuidado de la salud de los operadores fue otro de los pilares del desarrollo del proyecto, razón por la que se definió cumplir con los parámetros de la norma internacional ISO 11.064 “Optimización de la ergonomía de las salas de control”.

Como resultado, la nueva sala de control ostenta un ambiente espacioso concebido como un búnker – donde el acceso es restringido por la relevancia de las operaciones y las decisiones que surgen de ese espacio -, mobiliario adaptable en altura que permite la posibilidad de trabajar sentado o parado, cinco puestos de trabajo con la posibilidad de sumar más personal acompañando el desarrollo de la organización, sonido envolvente e iluminación controlable zonificada.

Espacio Inteligente

El Centro de Control es el núcleo de las operaciones de Oldelval. Esta sofisticada instalación, equipada con la última tecnología, desempeña un papel crucial para garantizar una operación segura, eficiente y respetuosa con el medio ambiente.

Las nuevas instalaciones permiten monitorear en tiempo real cada aspecto de la operación de transporte, desde el bombeo de crudo hasta las más pequeñas variaciones de presión. Mediante sistemas avanzados de adquisición de datos y algoritmos de análisis, los operadores pueden tomar decisiones informadas y responder de manera oportuna ante cualquier eventualidad.

Por otra parte, el Centro de Control desempeña un papel fundamental en el cumplimiento normativo. Con regulaciones cada vez más estrictas en materia de seguridad y medio ambiente, estas instalaciones pueden registrar y reportar datos de forma automática, facilitando las auditorías y demostrando el cumplimiento de las normas vigentes.

A su vez, la nueva estructura mejora la experiencia del cliente, ya que permite monitorear el bombeo y hacer entregas más confiables, con tiempos de espera reducidos y una mayor transparencia en el proceso de transporte.

El Edificio

La nueva instalación cuenta con una amplia sala de control, con un mueble – archivo para planos con opción en formato digital y un espacio para realizar actividad física sin descuidar las actividades de supervisión. Contigua a esta, se encuentra la Sala de Contingencias, la cual está conectada a la Sala de Control a través de paños vidriados con tinte tecnológico, que permite la visualización de las operaciones y de ser necesario el cierre del espacio mediante un Smart Glass, sin interrumpir la operación. Además, posee una gran pantalla de seis metros de largo con información en tiempo real do todo lo que está sucediendo a lo largo del sistema de ductos.

El núcleo de servicios posee dos baños y una kitchenette con ventilación directa al exterior. Por último, se adaptó el espacio en el que funcionaba la antigua área de control para que ahora funcione una sala de ingeniería, la sala de simulación y un local para las UPS (tensión segura para brindar autonomía).

Construcción

El nuevo Centro de Control está ubicado en la sede central de Oldelval, en Cipolletti, Río Negro.

Se realizó una intervención edilicia sobre una superficie construida y en uso de 178 m² que se amplió en 60 m² adicionales.

El espacio fue construido de manera tradicional, o sea, “obra húmeda” con materiales de alta calidad.

Para cumplimentar con todos los requisitos funcionales del diseño arquitectónico del Centro de Control se debió dar intervención a un total de 11 contratistas y más de 20.000 mil horas de trabajo.

La obra inició en mayo del 2023 y culminó en mayo de este año.

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Comahue: Otra prórroga para el traspaso de las hidroeléctricas al Estado nacional

A través de la Resolución 78/2024, la Secretaría de Energía prorrogó “el período de transición” desde el 18 de mayo y hasta el 11 de agosto de 2024″, para que las actuales operadoras sigan a cargo de las centrales generadoras hidroeléctricas del Comahue “conforme a lo dispuesto en cada uno de los Contratos de Concesión de las Centrales denominadas HIDROELÉCTRICA ALICURÁ, HIDROELÉCTRICA EL CHOCÓN ARROYITO e HIDROELÉCTRICA CERROS COLORADOS”.

Asimismo, Energía prorrogó el período de transición desde el 27 de junio de 2024 y hasta el 29 de diciembre de 2024, de acuerdo con lo dispuesto en el Contrato de Concesión de la Central Hidroeléctrica PIEDRA DEL ÁGUILA.

Las concesiones en manos privadas de estas centrales generadoras datan de 1992, y los contratos respectivos contemplan que puedan seguir siendo operadas por sus concesionarias durante 12 meses adicionales a la fecha del vencimiento, mientras el Estado nacional resuelve cómo será gestionadas a futuro.

La semana pasada, el Jefe de Gabinete, Nicolás Posse, informó en el Senado de la Nación que la Administración Milei tiene decidido volver a concesionar la operación de estas centrales. Y agregó que las provincias que las alojan (Neuquén, Río Negro) “tendrán participación mediante el cobro de regalías asociadas a la remuneración que recibirá el concesionario”.

La R-24 puntualizó para cada una de ellas que “A los efectos de preservar la seguridad de las personas y los bienes ubicados en la Cuenca y bajo su responsabilidad, la concesionaria deberá continuar a cargo del Complejo Hidroeléctrico y cumplir con todas sus obligaciones derivadas del contrato durante el referido período”.

Asimismo, la S.E. estableció la continuidad de ENERGÍA ARGENTINA SOCIEDAD ANÓNIMA (ENARSA) como veedor para todas las centrales referidas, quien actuará con el alcance establecido en cada uno de los Contratos de Concesión”.

La Resolución puntualiza además que “la SECRETARÍA DE ENERGÍA notificará con la debida antelación a las empresas concesionarias, el curso de acción a fin de determinar el cronograma de trabajo para dar cumplimiento efectivo a la transferencia de las referidas Centrales Hidroeléctricas al ESTADO NACIONAL, en su carácter de concedente”.

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ENARGAS oficializó la postergación de aumentos en mayo de las tarifas del gas

El Ente Nacional Regulador del Gas oficializó, a través de la publicación de la resolución 224/2024, la postergación de la entrada en vigencia de nuevos aumentos para las tarifas del suministro de gas natural que, en principio, iban a regir desde el mes en curso.

El interventor del Enargas, Carlos María Casares, dispuso “mantener inalterados (en mayo) los cuadros tarifarios de transición y de tasas y cargos por servicios vigentes desde el 3 de abril” último.

Asimismo, el Ente notificó a las licenciatarias del servicio público de Transporte y de Distribución de gas y a Redengas S.A. (subdistribuidora) la decisión de postergar tales aumentos.

La Resolución 224 viene a cumplir con una instrucción dada la semana pasada por el ministro de Economía, Luis Caputo, al Secretario de Energía, Eduardo Chirillo. En Enargas ya habían elaborado los nuevos cuadros tarifarios que contemplan un aumento en el precio (en dólares) del gas PIST (Puesto en el ingreso al sistema de transporte), y también subas (en pesos) en los componentes tarifarios por Transporte y por Distribución domiciliaria de este insumo.

En los considerandos de la R-224 se hace referencia al motivo de esta postergación describiendo que tiene por objeto “consolidar el proceso de desinflación llevado a cabo por el Gobierno, verificado a la fecha”, por lo cual “resulta razonable y prudente postergar en el mes de mayo la aplicación efectiva de las actualizaciones dispuestas en las resoluciones de los Entes”, en alusión también al de la electricidad, ENRE, y al aumento del PEST (Precio estacional de la energía eléctrica).

La R-224 hace referencia a que el Ministro de Economía adoptó la decisión “en el marco de las facultades que le fueran conferidas por el DNU 55/2023″ (Emergencia del sector energético), y señala que debían proceder “exclusivamente a la postergación en el mes de mayo de la aplicación de las actualizaciones”, para los consumos de dicho mes.

Se trata de actualizaciones “transitorias” previstas por la Secretaría de Energía mientras se avanza con la Revisión Tarifaria Integral (RTI) que se supone estará concluída a fin de año.

También se prevé activar que los nuevos precios para el Transporte y para la Distribución de gas y electricidad tengan una actualización mensual de sus montos. Energía tiene previsto continuar con una eliminación y/o reducción de los subsidios estatales a los usuarios residenciales de estos servicios.

La semana pasada trascendió que el gobierno estaría considerando mantener sin cambios, al menos las actuales tarifas del gas, durante el invierno, meses de alta demanda por razones estacionales.

“No tomamos ninguna determinación todavía, pero puede ocurrir”, respondió el vocero presidencial, Manuel Adorni, ante una consulta periodística referida a tal posibilidad”.

La definición del Cuando se relaciona con la evaluación económica del impacto inflacionario de estos ajustes, y con la evolución que registra la reducción del déficit fiscal, temas prioritarios para la Administración Milei.

En Casa Rosada, Adorni señaló que como hay superávit, el Gobierno cuenta con más holgura para permitirse estirar la entrada en vigencia del aumento de tarifas.

El Vocero sostuvo que “el recorte del gasto público de shock que hicimos para equilibrar las cuentas tuvo resultados más veloces de lo esperado”. “Cuando tenés superávit fiscal podés dosificar como debe recaer el peso (del ajuste) en determinados sectores de la sociedad y no ponerles una espada en el cuello”, graficó.

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En marzo, la industria química y petroquímica tuvo una recuperación en producción y ventas

El informe mensual, realizado por la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®), sobre el panorama sectorial mostró que durante marzo de 2024 la producción del sector creció un 6% con respecto a febrero, favorecida principalmente por los productos básicos orgánicos y finales agroquímicos.

Las empresas manifiestan la puesta en marcha de algunas plantas que estuvieron paradas durante el mes anterior, así como recomposición de stock. Al comparar con el mismo mes del año anterior, se observó una recuperación del 4%. Mientras, que el acumulado de los tres primeros meses del año reflejó una caída de un 5%,afectado por los productos básicos orgánicos y finales termoplásticos.

Los datos relevados por la Cámara destacaron que las ventas locales crecieron un 12% intermensual, favorecidas por los productos finales termoplásticos y finales agroquímicos, argumentadas por mayores volúmenes y precios de ventas. No obstante, se observaron caídas similares, de un 26%, tanto para la variación interanual como en el acumulado del primer trimestre del año, ambas afectadas por todos los subsectores a excepción de los productos básicos inorgánicos.

El informe

El Informe de la CIQyP® indicó también que las exportaciones durante marzo aumentaron un 33% intermensual, favorecidas por todos los subsectores a excepción de los productos básicos orgánicos, y un 4% respecto al mismo mes del año anterior. Las empresas señalaron mayores volúmenes exportados y en algunos casos, mayor precio de venta y despachos puntuales en otros casos. Por su parte, el acumulando del primer trimestre se mantuvo con valores negativos de 12 por ciento.

La reseña elaborada por la CIQyP® indica que las PyMIQ (Pequeña y Mediana Industria Química) tuvieron una recuperación en producción (4%) y ventas locales (2%) al comparar el acumulado del año respecto al mismo período del año anterior, pero ambas variables cayeron respecto a febrero de 2024 (producción 1% y ventas locales 2%). 

La producción se mantuvo constante respecto a marzo de 2023, mientras que las ventas en el mercado local se observó una baja del 7%.  Por su parte, las ventas externas se desplomaron en las tres variables analizadas (5% intermensual, 51% interanual y 47% en el acumulado).

Balanza comercial

Durante marzo de 2024, la balanza comercial medida en dólares, de los productos del sector fue un 33% menor al mismo mes del año anterior, con variaciones negativas del 19,2% en las importaciones y positivas del 0,6% 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 marzo de 2024 tuvo un uso promedio del 63% para los productos básicos e intermedios y del 94% 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 marzo 2024, alcanzaron los 295 millones de dólares, acumulando un total de US$ 819 millones en el primer trimestre del año. Con respecto a los resultados del informe mensual,Jorge de Zavaleta, director ejecutivo de la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®), comentó que“la mejora que se observa en volumen en el sector químico-petroquímico es por el aumento de producción por finalización de mantenimiento programado y una muy suave recuperación de la demanda con respecto a meses anteriores en mercados ligados al consumo de alimentos y agro, sin embargo, el sector sigue mostrando una caída importante de actividad en aquellos productos que van a bienes durables”.

, Redaccion EconoJournal

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Aconcagua Energía Generación fue adjudicada con prioridad de despacho para uno de sus proyectos fotovoltaicos

En el marco de una nueva licitación del programa de Mercado a Término (MATER) de CAMMESA, Aconcagua Energía Generación (AEGSA), subsidiaria del grupo energético Aconcagua Energía, fue adjudicada con prioridad de despacho para su proyecto fotovoltaico de 65 megawatts (MW) Aconcagua II (PSA II), ubicado en la región de Luján de Cuyo, Mendoza. Esta asignación se suma a la ya obtenida por AEGSA en este mismo programa por 25 MW, totalizando ahora un Parque solar integrado de 90MW.

Mariana Schoua, CEO de Aconcagua Energía Generación, sostuvo: «Esta adjudicación representa un hito significativo para nosotros y para la provincia. Nos permite no solo aumentar nuestra capacidad de generación de electricidad a partir de fuentes renovables, sino también inyectarla de manera efectiva en el sistema, lo que se traduce en más energía disponible”.

“Esto contribuye al desarrollo energético del país e impulsa el progreso económico, productivo e industrial tanto a nivel local como regional”, agregó la ejecutiva.

Mariana Schoua

La iniciativa

El proyecto, que contará con la instalación de 190.000 paneles de 620 KW, demandará una inversión estimada superior a los US$ 90 millones, con el objetivo de abastecer de energía renovable y limpia a unos 80.000 hogares.

“De esta forma, Aconcagua Energía continúa fortaleciendo su aporte al desarrollo energético nacional a través de la generación de energía proveniente de fuentes renovables, limpias y sostenibles. En esta oportunidad, mediante un importante plan de inversiones en energías renovables, en línea con una de sus políticas más importantes de gestión que consiste en la sustentabilidad ambiental. Este enfoque permite evitar la emisión de más de 108.000 toneladas de dióxido de carbono por año”, destacaron desde la firma.

, Redaccion EconoJournal

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El FREBA invierte 338 millones de dólares para la expansión de potencia del sistema eléctrico

Con una expectativa de crecimiento en obras por 40.000 millones de pesos, el Foro Regional Eléctrico de la Provincia de Buenos Aires (FREBA) a través del Fondo Fiduciario para el Transporte Eléctrico en la Provincia de Buenos Aires (FITBA) -con el que se solventan los costos originados en la ampliación de red de transporte-, impulsa la expansión del sistema de transporte eléctrico provincial mediante una inversión de 338 millones de dólares. También, a través de la instalación de 450 kilómetros de líneas de alta tensión, la ampliación de más de 70 estaciones transformadoras y la creación de 12 nuevas que aportan adicionalmente 1850 MVA de potencia al sistema eléctrico provincial.

Según destacaron desde el Foro “esta inversión estratégica no solo fortalecerá la infraestructura existente, sino que también permitirá un avance significativo en la eficiencia y la cobertura del servicio eléctrico, beneficiando a millones de habitantes y potenciando el crecimiento económico regional”.

Asamblea anual

La reciente Asamblea Anual Ordinaria y Extraordinaria del Foro -conformado por 200 cooperativas eléctricas y las cuatro distribuidoras de energía de DESA- fue realizada el pasado jueves 16 de mayo en la Ciudad de Salto. “La gran concurrencia de representantes de las cooperativas y distribuidoras provinciales, y de las distintas federaciones de cooperativas eléctricas -APEBA, FEDECOBA, CRECES, FICE, FACE y FECOOSER-, ponen de manifiesto el compromiso y la relevancia del FREBA en el trabajo colaborativo para el cumplimiento de objetivos comunes fijados por la planificación centralizada en conjunto con la subsecretaría de Servicios Públicos de la provincia de Buenos Aires vinculados con el crecimiento y la expansión de potencia del sistema eléctrico provincial”, precisaron.

En función de lo consensuado entre los representantes -y por unanimidad- se propuso la continuidad de los actuales cargos directivos del Foro, eligiéndose nuevamente al Dr. Fernando Agustín Pini como presidente; Ing. Juan Carlos Simunovich como vicepresidente; al Cdor. Dr. Gustavo Piuma Justo como secretario general; y el Cdro. Walter Valle como tesorero; entre otros. La apertura de la Asamblea estuvo a cargo de personalidades destacadas de la comunidad saltense y del sector eléctrico. Del acto formaron parte, junto a las autoridades del FREBA: el intendente de Salto, Ricardo Alessandro, el intendente del Partido de 25 de Mayo, Ramiro Egüen; y el presidente de la Cooperativa Eléctrica de Salto, Oscar Norberto Trotta.

, Redaccion EconoJournal

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El gobierno vuelve a postergar la definición sobre el futuro de las represas hidroeléctricas del Comahue

El gobierno volvió a prorrogar los contratos de las concesiones de las represas hidroeléctricas del Comahue, ubicadas en el río Limay en las provincias de Neuquén y Río Negro. En el caso de las represas de Alicurá, El Chocón – Arroyito y Cerros Colorados (Planicie Banderita), la extensión es tres meses y va del 18 de mayo hasta el 11 de agosto, mientras que para la central de Piedra del Águila la prórroga del contrato de concesión es de seis meses y es desde del 27 de junio y termina el 29 de diciembre de este año.

El gobierno indicó que llamará a un proceso licitatorio “en un futuro mediato”, según la medida que se publicó este lunes en el Boletín Oficial a través de la resolución 78 de la Secretaría de Energía, a cargo de Eduardo Rodríguez Chirillo. El exministro de Economía, Sergio Massa, durante 2023 había extendido dos veces los contratos, primero por 60 y luego por 100 días. Por su parte, el gobierno de Javier Milei con esta medida ya prorrogó tres veces el período de los contratos.

Al igual que las anteriores prórrogas, Milei opta por extender el período de transición de los contratos de concesión de las represas en medio del debate sobre la Ley Bases en el Congreso, un dato central ya que las provincias de Neuquén y Río Negro manifestaron que quieren una mayor participación en las centrales hidroeléctricas.

Resolución

La resolución firmada por Rodríguez Chirillo remarca que “la extensión de los plazos antes señalados coincide con los plazos máximos de 12 meses previstos en los respectivos contratos de concesión, lo cual permitirá, en dicho lapso de tiempo, adoptar las medidas conducentes, entre ellas, contar con las estructuras societarias correspondientes, hasta su traspaso al sector privado mediante procedimientos licitatorios competitivos y transparentes en un futuro mediato”.

Además, destaca que, para “preservar la seguridad de las personas y los bienes ubicados en la Cuenca y bajo su responsabilidad, las compañías concesionarias de las centrales “deberán continuar a cargo del complejo hidroeléctrico y cumplir con todas sus obligaciones derivadas del contrato durante el referido período”.

Represas

La potencia nominal instalada en cada central es de 1.050 MW en Alicurá; 127,8 MW en El Chocón y 1.290 MW en Arroyito y 472 MW en Planicie Banderita. Mientras que Piedra del Águila alcanza 1.440 MW. La generación hidroeléctrica en el país, que inicialmente fue impulsada por el Estado en la década de 1960, representa entre el 10% y 14% de la matriz energética.

Las compañías generadoras que operan las centrales hidroeléctricas son: AES Argentina (Alicurá); Enel (El Chocón – Arroyito); Orazul Energy (Cerros Colorados); y Central Puerto (Piedra del Águila).

, Roberto Bellato

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Offshore en Mar del Plata: aseguran que las expectativas de encontrar petróleo «son altísimas»

La explotación se encuentra en etapa de exploración. A pesar de que las expectativas son altísimas, la probabilidad de que se encuentre material es de un 20%. La ciudad de Mar del Plata continúa la exploración de pozos petroleros. En caso de hallazgos interesantes, deberán verificarse la calidad de los hidrocarburos, su comercialidad y las facultades jurídicas que deberán presentarse para atraer inversiones. Exploración y expectativas Para hablar sobre este tema, Canal E se comunicó con Diego Lamacchia, especialista en petróleo offshore quien expresó que la explotación petrolera “se encuenta en la etapa de exploración”. Según el entrevistado, se están […]

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Suspendieron la venta de GNC en estaciones de servicio de todo el país para asegurar el gas en los hogares

La Confederación de Entidades del Comercio de Hidrocarburos y Afines (Cecha) anunció este jueves que «se están registrando restricciones operativas ordenadas en principio por las Distribuidoras Camuzzi y GASNOR a las estaciones de servicio de expendio de GNC, por aparentes razones de fuerza mayor». Más de un centenar de estaciones de servicio a lo largo y ancho del país que surten Gas Natural Comprimido (GNC) se vieron en la obligación de “interrumpir” el suministro debido a la llegada del frío y al consumo energético que demanda en hogares, y de esta manera “priorizar” el uso de los usuarios residenciales. Según […]

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La ley Bases y el capítulo de hidrocarburos: ¿en qué beneficia a la cuenca San Jorge?

“Chubut perdió 1.600 millones de dólares en regalías por la excusa del auto abastecimiento”, dijo el ministro de Hidrocarburos, al valorar el proyecto. En este informe, virtudes y críticas a la iniciativa que debate el Congreso. En medio del intenso debate que se vive en el Congreso, el capítulo de hidrocarburos del proyecto de ley Bases se erige como un cambio profundo en el paradigma energético del país. Con más de un siglo de historia en la producción de hidrocarburos, la cuenca San Jorge ha sido testigo de las fluctuantes políticas energéticas del país y esta vez no será la […]

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Cairella desplazó de Cammesa a un hombre de Rodríguez Chirillo que no estaba nombrado en la compañía y operaba para el secretario

Mario Cairella asumió hace pocos días como vicepresidente de Cammesa y una de las primeras medidas que tomó fue ordenarle a Carlos Morales, mano derecha del secretario de Energía Eduardo Rodriguez Chirillo, que abandone la oficina que ocupaba en la compañía. “No quiero tener acá a nadie que venga a hacer espionaje”, le aseguró el funcionario a sus más íntimos, quienes filtraron la noticia a las empresas del sector privado para dejar en claro que ahora comienza una nueva etapa.

Mario Cairella y Carlos Morales.

Tal como reveló EconoJournal, Morales había protagonizado un escándalo el viernes 26 de abril cuando intentó forzar la renuncia de Jorge Ruisoto, histórico gerente de Normativa y Auditoría Interna de Cammesa. Morales se presentó ante Ruisoto en ese encuentro como apoderado legal de Jorge Garavaglia, gerente general de la compañía mixta que se encarga del despacho de electricidad, otra persona de confianza del titular de la cartera energética. 

La reunión fue muy tensa porque Morales le explicitó a Ruisoto que si no firmaba el acuerdo de desvinculación voluntaria lo iban a despedir con causa. Fue la misma estrategia que utilizó a fines de febrero para despedir a Luciano Condó, ex gerente de Contratos, y a otros 10 directivos de Cammesa, pero con Ruisoto el resultado fue distinto.

Cuando el gerente pidió precisiones sobre cuáles eran los supuestos motivos para justificar su desplazamiento, Morales le dijo que habían llevado adelante una auditoría y detectaron irregularidades con la importación de energía eléctrica que lo comprometían. Sin embargo, no presentó ninguna documentación que respaldara sus dichos y tampoco pudo acreditar su condición de apoderado de Garavaglia. Por lo tanto, Ruisoto no cedió a la presión.

Aquella jugada fue para intentar abortar el desembarco de Cairella en Cammesa ya que días antes había trascendido que Ruisoto podía llegar a acompañarlo como gerente general en reemplazo de Garavaglia. Por esos días a Chirillo le habían vetado su candidato para el cargo desde Jefatura de Gabinete, pero seguía dando pelea. Finalmente, se confirmó la designación de Cairella y el nuevo vicepresidente de la compañía se deshizo rápidamente de Morales, ejecutor de la operación destinada a tratar de abortar su nombramiento.

Pese a ello, Morales sigue teniendo poder dentro de aparato estatal porque cuenta con el respaldo de Rodríguez Chirillo. Por lo general, se lo manda a hacer el trabajo sucio. La semana pasada fue el encargado de comunicarle al economista Sebastián Scheimberg que no asumirá como director de Economía de los Hidrocarburos, tal como le había prometido el interventor de Enargas, Carlos Casares. El encuentro fue tenso porque le dijo que no estaba capacitado para el cargo y amenazó con filtrar información en su contra si no daba un paso al costado.

¿Quién es Morales?

Morales es un abogado que forma parte de la planta permanente del Enargas con categoría Superior A3 aunque en los últimos tiempos no asiste al ente y en los hechos se desempeña como mano dereche de Rodríguez Chirillo, a quien conoce desde que eran estudiantes en la Facultad de Derecho de la Universidad de Buenos Aires.

Morales fue abogado de Guillermo Coppola. Lo representó, por ejemplo, en el juicio que Diego Maradona le había iniciado a su ex representante por presuntas irregularidades en el manejo de sus finanzas y su economía. Además, en 2018 su nombre apareció en los medios de comunicación porque por entonces vivía en un en un departamento del complejo Madero Center, de Puerto Madero, que pertenecía a la ex presidenta Cristina Fernández de Kirchner.

Morales también es un hombre de confianza de Héctor Maya, hijo de Héctor Domingo Maya, un histórico ex senador peronista de Entre Ríos. Maya fue gerente de Protección de Usuarios desde mayo de 2020 hasta septiembre de 2022. En ese momento se fue a la Secretaría de Energía a trabajar como director de nacional de Gas Licuado, cargo en el que se vio envuelto en un escándalo por el supuesto otorgamiento de favores a compañías fraccionadoras a cambio de dinero. Circularon varios chats detallando los supuestos pedidos de dinero y la persona señalada como intermediario era Carlos Morales, aunque no se probó ninguna de las acusaciones en su contra. 

Ya con Rodríguez Chirillo, sus apariciones comenzaron a generar revuelo porque por lo general Morales aparece cuando hay que despedir a alguien. Ocurrió con Luciano Condó, Jorge Ruisoto, Sebastián Scheimberg y también con las personas que integraban el Grupo Asesor de la Secretaría de Energía (GASE) encargado de administrar fideicomisos vinculados a centrales térmicas, y con varios trabajadores que estaban en el área que se ocupaba del Registro de Acceso a los Subsidios de Energía (RASE).  

, Loana Tejero y Fernando Krakowiak

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Hidrocarburos: la producción de petróleo y gas marca nuevos récords en las últimas dos décadas

El gobierno de Javier Milei difundió el crecimiento de la producción y aprovechó para enviar un mensaje al Senado. «Con la ley Bases, el crecimiento sería exponencial», declaró Chirillo, secretario di Energía. Durante el debate sobre la Ley Bases en el Senado, Eduardo Rodríguez Chirillo, director de la Secretaría de Energía, manifestó el incremento en la producción de hidrocarburos en nuestro país. Es la más alta de las últimas dos décadas, según la cartera. «El crecimiento sería exponencial con la ley Bases», dijo el secretario de Energía Eduardo Chirillo, uno de los funcionarios que asistieron al Congreso para defender la […]

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Aconcagua Energía consolida su modelo de negocio integrado: registró un EBITDA de 14 millones de dólares

La compañía energética presentó los resultados obtenidos durante el primer trimestre de 2024. Las ventas ascendieron a U$S 42,4 millones resultando 10,0 veces superiores a las ventas del mismo período en 2023. La empresa Aconcagua Energía, sexta productora de hidrocarburos líquidos de Argentina, presentó los resultados que obtuvo durante el primer trimestre del año. En este sentido, la compañía informó que logró un EBITDA ajustado de U$S 14 millones, lo que representa un incremento de 10,1 veces respecto del mismo período 2023. Por otra parte, las ventas del Q1 de 2024 ascendieron a U$S 42,4 millones resultando 10,0 veces superiores […]

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¿Quién es Pablo Iuliano, el ex director general de YPF que fundó su propio negocio?

Su reciente iniciativa se centra en proyectos en Neuquén y Vaca Muerta, de los que es un gran conocedor. Pablo Iuliano reapareció en el panorama mediático tras fundar su propia empresa centrada en la energía, Tango Energy. El ex director general de YPF es un reconocido experto en los campos de Vaca Muerta y Neuquén, herramientas que utilizó para enfocar su reciente emprendimiento. Iuliano es de origen platense, pero llegó a Neuquén a los seis años. El egresado de la Universidad Tecnológica Nacional (UTN) en Plaza Huincul es un ingeniero químico, que ha preciado su carrera en yacimientos de la […]

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El flamante director de Hidrocarburos prorrogó la licitación petrolera

La semana que viene, el jueves 23 de mayo, debía realizarse la apertura de sobres de la licitación de 12 áreas petroleras de Mendoza. Sin embargo, la Dirección de Hidrocarburos prorrogó los plazos y eso tendría lugar recién el 28 de junio. Esta modificación fue publicada en los edictos del Boletín Oficial hoy. Posteriormente, el flamante director de Hidrocarburos, Lucas Erio, justificó la medida -la primera que toma estando en el cargo- diciendo que la postergación «permitirá que los adquirentes del pliego tengan el tiempo necesario para realizar consultas y/o aclaraciones sobre el pliego modelo, como así también de las […]

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Argentina cede plenos derechos sobre el área de hidrocarburos de Total, PAE y Wintershall

Este viernes, el Gobierno argentino anunció la terminación del contrato de arrendamiento de un área de exploración de hidrocarburos «offshore» (exterior) que pertenecía a Total Petroleum, filial francesa de la argentina Pan American Energy (PAE) y de la alemana Wintershall. Adoptada este viernes en el Boletín Oficial, una resolución de la Secretaría de Energía anunció la extinción de la concesión de explotación del área conocida como Spica, situada en la Cuenca Austral, sobre aguas del Atlántico dentro de la provincia argentina de Tierra del Fuego. Así, el terreno, que había estado cedido en 1997, es retomado por el gobierno argentino. […]

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¿Quién es Eduardo Mallea, el nuevo jefe de Aduana?

El flamante funcionario ha estado al frente del organismo y posee una gran experiencia. Reemplazado a la cuestionada Rosana Ludovico es el nuevo director de Aduanas, Eduardo Mallea, un abogado de 49 años con una especialización en derecho aduanero. Es importante destacar que, desde que se conoció la noticia, se espera una «despolitización» de la AFIP, de acuerdo con los indicios del organismo recaudador liderado por Florencia Misrahi. En su experiencia, trabaja en el estudio riojano Bruchou & Funes desde 2006, donde fue nombrado socio en 2011. Adicionalmente, se graduó en la Universidad de Buenos Aires en 2001 y actualmente […]

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El petróleo sube tras la muerte del presidente iraní en un accidente de helicóptero

Los precios del petróleo comenzaron la semana con ganancias en medio de la incertidumbre política en los principales países productores tras la muerte del presidente de Irán en un accidente de helicóptero y la cancelación por parte del príncipe heredero de Arabia Saudí de un viaje a Japón, alegando problemas de salud del rey.

Ebrahim Raisi y Hossein Amirabdollahian viajaban a bordo de un helicóptero que atravesaba terreno montañoso en medio de una densa niebla, de regreso de la frontera con Azerbaiyán, donde los funcionarios asistieron a la inauguración de un proyecto hidroeléctrico conjunto azerí-iraní.

El líder supremo de Irán, el ayatolá Alí Jamenei, ya ha hecho una declaración para tranquilizar a la población y asegurar que no habrá interrupciones en los asuntos de Estado. El presidente Raisi, de línea dura, había sido considerado durante mucho tiempo como posible sucesor del ayatolá Jamenei.

Según las primeras informaciones, el accidente se debió al mal tiempo, que dificultó la operación de búsqueda y rescate.

El Brent ganó 41 centavos, o un 0,5%, hasta los 84,39 dólares por barril a las 0632 GMT, después de haber subido hasta los 84,43 dólares anteriormente, su nivel más alto desde el 10 de mayo.

El crudo estadounidense West Texas Intermediate (WTI) para junio subió 23 centavos a 80,29 dólares el barril, tras alcanzar 80,35 dólares anteriormente, su nivel más alto desde el 1 de mayo. El contrato de junio vence el martes y el de julio, más activo, se situó en 79,89 dólares, con una subida de 31 centavos, o un 0,4%.

Por separado, el príncipe heredero saudí Mohammed bin Salman pospuso su visita a Japón, programada para comenzar el lunes, debido a un problema de salud de su padre, el rey Salman, dijo el secretario jefe del gabinete de Japón, Yoshimasa Hayashi.

La agencia estatal de noticias de Arabia Saudí informó el domingo de que el rey Salman, de 88 años, se someterá a un tratamiento por una inflamación pulmonar. Según algunos analistas, esto, unido a las noticias sobre el presidente de Irán, podría provocar un repunte de la incertidumbre.

“Si la salud del padre está fallando, se suma a la capa de incertidumbre que ya rodea a los mercados energéticos esta mañana tras la noticia de que el presidente iraní está desaparecido”, dijo el analista de IG Markets Tony Sycamore.

Añadió que los precios del WTI podrían repuntar aún más hacia los 83,50 dólares tras superar la media móvil de 200 días de 80,02 dólares.

“Creo que hay motivos suficientes para que esto ocurra, más aún si tenemos en cuenta las medidas inmobiliarias anunciadas por China la semana pasada, que incluyen la relajación de las normas hipotecarias, la rebaja de los depósitos y la compra de viviendas no vendidas”, afirma Sycamore.

Sin embargo, no todos están de acuerdo. “El mercado del petróleo sigue en gran medida dentro de un rango y, sin ningún catalizador nuevo, probablemente tendremos que esperar a que se aclare la política de producción de la OPEP+ para salir de este rango”, dijo Warren Patterson, jefe de estrategia de materias primas de ING.

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Derrame de hidrocarburos: Prefectura participó de un congreso en Estados Unidos

La Prefectura Naval Argentina, representada con profesionales pertenecientes a la Dirección de Protección Ambiental de la Institución, participó de la Conferencia Internacional sobre Derrames de Hidrocarburos, edición 2024, celebrada en Nueva Orleans, Estados Unidos. Se trata de un evento emblemático que reúne a dirigentes del sector del transporte marítimo y del petróleo, agencias gubernamentales federales, estatales y locales, organizaciones portuarias, empresas de remolque y salvamento, proveedores de equipos de respuesta a la contaminación, especialistas y destacados académicos de todo el mundo, entre otros. El encuentro busca promover un intercambio internacional de información e ideas relacionadas con la prevención, planificación, preparación, […]

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Mendoza: prorrogan la presentación de ofertas para 12 áreas petroleras con un nuevo modelo licitatorio

La Dirección de Hidrocarburos, dependiente del Ministerio de Energía y Ambiente, amplió los pazos de presentación de ofertas y apertura de sobres para la licitación de 12 áreas petroleras con el nuevo modelo de “licitación continua”, que además de hacer de Mendoza una plaza atractiva, garantiza que los llamados sean permanentes y no queden desiertos.

“El motivo principal de la modificación es permitir que los adquirentes del pliego tengan el tiempo necesario para realizar consultas y/o aclaraciones sobre el pliego modelo, como así también de las condiciones particulares de la licitación a la Autoridad de Aplicación. De este modo, buscamos garantizar una mayor claridad en el proceso licitatorio y que todas las partes interesadas tengan una comprensión completa y detallada de las condiciones y requisitos de la licitación”, afirmó el director de Hidrocarburos, Lucas Erio.

Los plazos se modifican por Decisión Administrativa de la Dirección de Hidrocarburos 15/2024. De acuerdo con la nueva disposición, las fechas del cronograma quedan establecidas de la siguiente manera:

Compra de pliego: Se mantiene la fecha límite hasta el 23 de mayo de 2024, hasta las 13.

Fecha de Presentación de Ofertas: Se modifica hasta el 28 de junio de 2024, hasta las 13.

Fecha de Apertura Sobre A: También se modifica al 28 de junio de 2024, a las 15.

Fecha de Apertura Sobre B: Se modifica para el 24 de julio de 2024, a las 10.

Además, se aclara que las consultas y/o aclaraciones al pliego podrán realizarse hasta 20 días hábiles antes de la fecha de apertura de los sobres A al correo licitacionhidrocarburos@mendoza.gov.ar, con lo que se brinda más tiempo para resolver cualquier duda que puedan tener los interesados.

Esta nueva modalidad de proceso licitatorio tiene como objetivo central atraer compañías e inversiones que generen un incremento en la producción de hidrocarburos, priorizando la continuidad de la exploración y explotación racional y sostenible de los recursos convencionales.

Su principal ventaja es que suprime cánones extraordinarios, dejando la regalía en 12%, con el fin de atraer oferentes que enfoquen sus esfuerzos en los compromisos de inversión.

Para las áreas de exploración, no se fija una inversión mínima. Se deja abierto a que el mercado decida y las inversiones sean atractivas. Como en los estímulos fiscales, en el que los inversores recibían reintegros, esta modalidad termina repercutiendo en las arcas de la Provincia, ya que se reactivan zonas petroleras y se generan más regalías para Mendoza.

Las licitaciones abarcan la Cuenca Cuyana y la Cuenca Neuquina. Las áreas son:

Zampal (permiso de exploración).
Malargüe (permiso de exploración).
Boleadero (permiso de exploración).
CN V (permiso de exploración).
Sierra Azul Sur (permiso de exploración).
Calmuco (permiso de exploración).
Ranquil Norte (permiso de exploración).
Bajada del Chachahuén (permiso de exploración).
Chachahuén Norte (permiso de exploración).
Payún Oeste (concesión de explotación).
Loma El Divisadero (concesión de explotación).
Puesto Molina Norte (concesión de explotación).

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Exploración offshore: primeras semanas de trabajo frente a la costa marplatense

El buque Valaris DS-17 realiza desde hace un par de semanas la exploración offshore del pozo Argerich, frente a las costas de Mar del Plata, 320 kilómetros mar adentro. La embarcación, de bandera de las Islas Marshall, tiene 229 metros de eslora y 36 de manga. El diario La Capital de Mar del Plata reconstruyó cómo es el día a día a bordo del barco.

El turno diurno comienza a las 6 de la mañana: lo primero que hace el “company man” de la operadora -a cargo la coordinación de todas las tareas- es revisar la información del reporte de perforación de la noche anterior y convocar a una reunión con los representantes de todas las compañías de servicios y los subcontratistas. Allí se planifican las actividades de todo el día.

En torno de las 8 y media se realiza la reunión diaria entre los encargados que están en el barco, el centro de operaciones ubicado en Brasil -donde se maneja la operativa de perforación- y el puerto de Mar del Plata, centro de operaciones y apoyo logístico. Esa teleconferencia dura aproximadamente media hora.

En el barco hay dos turnos de trabajo de doce horas cada uno: de 6 a 6 ambos, todos los días de la semana, atentos siempre a las condiciones climáticas. Los trabajadores tienen un régimen de 28 días de trabajo por 28 de descanso, con recambio de personal por tandas; todos los días, el helicóptero de la empresa lleva y trae personal hasta el puerto de Mar del Plata.

Según repasa La Capital, el buque tiene una capacidad de 210 camas. La tripulación está compuesta por trabajadores -hombres y mujeres- de diferentes nacionalidades, aunque la mayoría del personal es brasileño y argentino. En el barco hay espacios para actividades de esparcimiento y dos comedores. Además, hay dos barcos de apoyo que operan de dos a tres veces por semana, y son los encargados de proveer mercadería, materiales, residuos, combustible y herramientas.

La exploración offshore en el Mar Argentino

La perforación costa afuera consta de varias etapas. En primer lugar, se perfora en lecho marino y se instala un revestimiento de acero de 36 pulgadas en la capa superior del fondo marino que luego es cementado. Posteriormente, se realiza una perforación más estrecha y profunda, se instala un revestimiento de 20 pulgadas y se cementa en el lugar, a la vez que se instala un preventor de surgencias no controladas, comúnmente llamado BOP -por sus siglas en inglés-, conectado con una tubería ascendente que conecta el pozo con el buque.

La perforación, la instalación del revestimiento y la cementación continúan sección por sección, hasta que el pozo ingresa en la sección del reservorio, que es el área donde se espera encontrar hidrocarburos. Para tal fin, se utiliza una serie de herramientas bajadas por cable en el pozo para adquirir información y tomar muestras del yacimiento. Una vez adquirida la información, se sella el pozo con una serie de tapones de cemento y se abandona de manera segura y definitiva.

El operativo Argerich X1

El operativo para realizar el Argerich X1 está a cargo de Equinor, que posee una participación del 35%, en asociación con YPF (35%) y Shell (30%). La empresa invertirá unos 100 millones de dólares para esta tarea que servirá para comenzar a establecer si hay petróleo en la zona y, en caso de que haya, para determinar si hay una cantidad relevante para ser explotada comercialmente. Esta actividad exploratoria toma unos 60 días hábiles, tras los cuales los datos obtenidos serán sometidos a un análisis realizado por expertos, detalla este domingo el diario La Capital.

Equinor desde 2019 obtuvo permisos de exploración en ocho bloques costa afuera en el Mar Argentino, distribuidos en las cuencas Norte y Sur. En seis de ellos, Equinor es el operador y participa como socio en los dos restantes. Un relevamiento sísmico 3D de 2.200 kilómetros cuadrados adquirido en 2007 por YPF fue reprocesado en 2021 y proporcionó datos de alta calidad de estratigrafía del subsuelo. Además, se utilizaron múltiples datos de alta calidad del subsuelo, el clima, las condiciones del océano y el ambiente para realizar un análisis detallado como preparación para los planes de perforación.

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Un intendente fueguino presentará un amparo para frenar los aumentos en las tarifas de gas

El intendente de la ciudad fueguina de Río Grande, Martín Pérez, anunció que presentará un amparo para frenar los aumentos en las tarifas de gas

“Tomamos la decisión con todas las instituciones presentes, y con el resto de las que quieran sumarse, de presentar la próxima semana un amparo colectivo ante la Justicia Federal para frenar este tarifazo”, indicó el intendente de Rio Grande, Martín Pérez

Lo hizo durante un encuentro con dirigentes de clubes sociales y deportivos este fin de semana. En el encuentro contó que “todos los referentes y los clubes de nuestra ciudad nos han manifestado su gran preocupación por los aumentos de las tarifas de gas que resultan impagables”.

“Entendemos que todas las acciones que se hagan desde este punto de vista son positivas para poder tratar de ponerle un freno a esta situación, que tiene que ver puntualmente con la quita de los subsidios nacionales y no contemplar nuestra condición insular y como productores de gas”, agregó. 

Pérez remarcó la importancia de que la municipalidad y otros actores de Río Grande presenten un frente unido ante este tema. “Es necesario que actuemos en conjunto, vamos a articular un amparo colectivo para pedirle a la Justicia Federal que actúe, que escuche la urgencia y la demanda que tiene nuestra comunidad, teniendo en cuenta que se aproxima el invierno y, por lo tanto, los meses de mayor consumo”, enfatizó durante la reunión, según refleja el matutino provincial Provincia 23 en su edición de este lunes. 

El Intendente hizo hincapié en el rol social de los clubes. “Detrás de estos clubes e instituciones, hay familias. No podemos permitir que alguno de ellos cierre, como ha pasado en otros puntos del país. Cada institución cumple un rol de contención, de acompañamiento y de desarrollo, que es fundamental para nuestra ciudad”, expresó.

José Guenchur, presidente del Club General San Martín de Río Grande ya había expresado su preocupación por el futuro de los clubes deportivos y sociales de Tierra del Fuego tras la quita de subsidios y ayudas por parte del Gobierno Nacional.

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Finalmente, el Gobierno suspendió la suba de tarifas del gas

El Gobierno decidió frenar la suba de tarifas de gas prevista para mayo de 2024, según la Resolución 224/2024 emitida por el Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS).

La medida responde a una instrucción del ministerio de Economía, quien, mediante una comunicación a la Secretaría de Energía, argumentó que la postergación es necesaria para consolidar el proceso de desinflación iniciado por el gobierno

El ENARGAS notificó a las empresas prestadoras del servicio público de transporte y distribución de gas que no se procederá con  la actualización tarifaria prevista, manteniendo los valores vigentes desde el 3 de abril de 2024

Además, se instruyó a mantener el valor incluido en los cuadros tarifarios para las localidades abastecidas por gas propano indiluido por redes.

La resolución también contempla que no se modificarán los valores del Precio Estacional de la Energía en el Mercado Eléctrico Mayorista (PEST) ni el Precio del Insumo del Sistema de Transporte (PIST) para los consumos de mayo de 2024, siguiendo las instrucciones del Ministerio de Economía.

Carlos Alberto María Casares, interventor del ENARGAS, firmó la resolución, que señalando, en el artículo 1: “Mantener inalterados los Cuadros Tarifarios de Transición y de Tasas y Cargos por Servicios vigentes desde el 3 de abril de 2024 en virtud de los 
Considerandos de la presente Resolución”.

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Precio de la luz: las tarifas deberían subir otro 80%, según un informe privado

Un informe publicado este viernes por la consultora Quantum Finanzas mostró que los precios de las tarifas de servicios públicos son los que más deberían incrementarse para volver al esquema de precios relativos anterior a la imposición del cepo cambiario en 2019.

El análisis, liderado por el economista Daniel Marx, comparó la evolución del Índice de Precios al Consumidor (IPC) con la de ciertos bienes y servicios específicos entre abril de 2019 y abril de 2023.

Los resultados indicaron que las tarifas, la nafta y los salarios han sido los precios más rezagados. Quantum señaló que la luz debería aumentar un 81% para igualar la inflación del período. Asimismo, el gas debería subir un 42%, la nafta un 32% y los salarios del sector privado formal un 29%.

Otro precio que ha quedado atrás frente a la inflación es el tipo de cambio oficial, a pesar de las múltiples devaluaciones experimentadas en los últimos cuatro años.

Por otro lado, la leche, los medicamentos y el dólar blue (ajustado por la inflación en EE.UU.) fueron los valores que más crecieron en comparación con el IPC; para regresar a los precios relativos de 2019, deberían bajar un 16%, un 15% y un 9%, respectivamente.

La carne y las prepagas también mostraron aumentos superiores al nivel general de precios, mientras que la indumentaria se mantiene en el mismo nivel que en 2019.

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Coordinador de Chile reveló las ofertas económicas de la licitación de servicios complementarios

El Coordinador Eléctrico Nacional (CEN) de Chile dio a conocer las ofertas económicas de la licitación pública internacional para incorporar Servicios Complementarios de Control de Tensión (SSCC). 

La convocatoria está destinada a la construcción de nuevas obras o la reconversión de centrales por aproximadamente 1000 MVA de capacidad, que permitan evitar costos térmicos y dejar preparado un mejor escenario para una mayor participación de la generación renovable en la matriz, especialmente en horario solar. 

Dicha infraestructura ayudaría a mantener la seguridad del sistema ya que los condensadores síncronos permiten compensar la pérdida de dicho atributo y resistir cambios abruptos en la amplitud y/o la fase de su tensión en un escenario de mayor participación de generación de energía solar y eólica.

AES Andes, Colbún, Engie Energía Chile, Transelec Holdings Rentas ltda, Alupar Colombia y Celeo Redes Chile son las firmas que compiten en la licitación de SSCC y que, en total, presentaron un total de 16 propuestas para prestar el servicio. 

Engie y Alupar fueron las empresas con el mayor número de propuestas técnicas presentadas (5 cada una) ante el Coordinador Eléctrico Nacional de Chile, seguidas por Colbún y Transelec (ambas con 2 ofertas); mientras que AES Andes y Celeo Redes hicieron lo propio con una sola obra por lado. 

Las ofertas económicas de las seis empresas que buscan quedarse con la licitación de Servicios Complementarios de Control de Tensión deben considerar costos de oportunidad, operación, desgaste, mantenimiento, habilitación y/o implementación, entre otros aspectos. Mientras que la adjudicación puede ser parcial o total.

Y desde el gobierno definieron que monto máximo para el Valor Anualizado del Servicio Complementario (VASC) para cada oferta conforme a la siguiente tabla:

Aunque en el caso de una adjudicación total, el VASC asociado al conjunto de ofertas que permitan dar respuesta a los requerimientos de potencia de cortocircuito en las barras identificadas en la licitación, asciende a USD 47.230.000. Por lo que el valor global de la solución (VASC máximo + VAPC + costos anuales de energía) equivale a USD 60.440.000

A continuación, el detalle de cada una de las propuestas:

AES Andes

ID1: USD 7.530.407

Alupar (sólo calificaron 4 ofertas)

SE1 – Ana María 220 kV: USD 10.498.500
SE 2 – Nueva Chuquicamata 220 kV: USD 6.248.500
SE 4 – Illapa 220 kV: USD 8.898.500
SE 15 – Frontera 220 kV: USD 8.748.500

Celeo Redes 

Proyecto ID1: USD 15.640.081

Colbún

SE1 Ana María 220 kV: USD 15.792.496
SE4 Illapa 220 kV: USD 15.878.502

Engie

Condensador Síncrono ID_01: USD 10.726.714
Condensador Síncrono en S/E Chacaya 220 kV: USD 3.824.807
Condensador Síncrono en S/E Chacaya 220 kV: USD 3.401.469
Condensador Síncrono en S/E Central Tocopilla 220 kV: 4.150.947
Condensador Síncrono en S/E Central Tocopilla 220 kV: USD 3.283.162

Transelec 

SE1 Ana María 220 kV: USD 12.434.258
SE3 Likanantai 220 kV: USD 11.450.600

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Solis propone elevar el límite de generación distribuida a 2 MW en México

Según estadísticas al cierre del 2023, por la Comisión Reguladora de Energía (CRE), los sistemas de generación de hasta 500 kW bajo Contratos de Interconexión de Pequeña y Mediana Escala (CIPyME) y Generación Distribuida (GD) escalaron a 3,361.69 MW en México.

De aquel total, 731,91 MW se incorporaron durante el año 2023, registrando la mayor adición anual de su historia y dando cuenta del gran interés por la incorporación de estas alternativas de generación en el mercado mexicano.

En el marco de esta creciente tendencia, durante Future Energy Summit México (FES México) importantes players del sector coincidieron en la necesidad de mejorar la regulación para potenciar aún más este segmento.

Uno de ellos fue Sergio Rodríguez, Chief Technology Officer de Solis, fabricante de inversores con 10 años de presencia en Latinoamérica, quien sugirió cuadruplicar el límite de potencia actual en el país.

“La regulación quedó corta para las necesidades del país. Hay muchas empresas de zonas industriales que nos llaman día a día para instalar sistemas solares y de almacenamiento porque no les llega la energía. Sería ideal elevar el umbral de 500 kW a al menos 2 MW, considerando las reglas actuales”, explicó

Y agregó: “ Esto podría definirse en zonas de mayor demanda energética como Jalisco, Nuevo León, Chihuahua y luego establecer un reglamento de PMGDs que pueda ser cero inyección y autoabasto para satisfacer las necesidades de muchas empresas”.

De acuerdo al experto, teniendo en cuenta que la ola de nuevas empresas llegando al país por las oportunidades del nearshoring, México necesita más energía limpia y competitiva como la solar. Sin regulaciones como esta, no será posible cumplir con las necesidades del mercado.

“El Gobierno suele ver los retos normativos como problemas, pero la tecnología es capaz de superar estos obstáculos. Hoy un sistema fotovoltaico es rentable y es fácil de instalar. Además, hay mucha oferta de empresas dedicadas a la industria solar, lo cual no sucede en otros países de Latinoamérica”, afirmó

En efecto, Rodríguez aseguró que Solis se destaca de otras compañías competidoras por la tropicalización de sus productos entendiendo las necesidades de cada mercado; el compromiso por las relaciones de largo plazo (al respetar la cadena de valor) y el profesionalismo de su servicio post venta que es clave a la hora de resolver problemas.

“Estos pilares puntuales y aterrizados son los que nos ayudan a mantenernos como líderes a lo largo del tiempo. Nos enfocamos mucho en el servicio: en cómo resolver los problemas al cliente lo antes posible trabajando de la mano de los distribuidores”, señaló. 

Según el especialista, si bien aún hay muchos retos, la generación distribuida en México está creciendo a un ritmo más acelerado que otros países de Latinoamérica y se espera que esa tendencia continúe.

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DREICON revela su variada cartera de proyectos renovables en Argentina

DREICON, empresa dedicada al desarrollo de proyectos vinculados a la transición energética, fue una de las grandes compañías que acompañó el mega evento FES Argentina, organizado por Future Energy Summit

Gerardo Manhard, COO y director de la DREICON, participó del ciclo “Entrevistas con Líderes” de FES y reveló cómo se compone la amplia cartera de proyectos con los que trabaja la compañía, considerando que abarcan distintas facetas de emprendimientos, desde los inicios y pre-factibilidad hasta la ingeniería, definición de compras, compras y gestión (EPCM por sus siglas en inglés). 

“Tenemos una cartera de aproximadamente 30 proyectos, que cambia constantemente ya que pasan de la cartera de DREICON a algún destinatario o a la ejecución. Son proyectos muy variados, ya sea de corto plazo como por ejemplo eficiencia energética, otros de mediano plazo que se ejecutan y que se vendrán en Argentina, tales como aquellos de gases verdes vinculados al biometano”, detalló. 

“Contamos con dos proyectos concretos de upgrading de biometano, a la par que estamos con otros cinco de producción de biogás para que el destino sea la producción de biometano. En ese caso se consigue un off-taker del biometano, es decir empresas que deben descarbonizarse a nivel mundial”, agregó. 

Sea cual sea el caso, desde DREICON ayudan a otras entidades a encontrar soluciones para cumplir con las metas de descarbonización, en pos de lograr ventajas competitivas como acceso a fondos verdes con tasas de financiación más bajas. 

Mientras que en otros casos se busca reducir las emisiones de gases de efecto invernadero mediante proyectos de eficiencia energética, que conecten a los clientes o que éstos abastezcan parte de su demanda con energía renovable o instalen propias centrales verdes en sus industrias. 

“Eso hará que se cumpla la normativa local (Ley N°27191 de Argentina) de tener una participación del 20% de renovables hacia el 2025, y también en el plano internacional y lo que requieren los destinatarios de los productos, que cada vez sea más limpios y eficientes en el consumo energético de la producción”, subrayó el especialista. 

Además, desde DREICON vienen desarrollando hace tiempo un proyecto de hidrógeno verde cercano a un puerto en la Patagonia donde cuentan con un importante offtaker interesado en el amoniaco verde con destino a exportación. 

La economía del hidrógeno aún está en construcción ya que, bajo la mirada de Manhard, todavía no existe una demanda concreta ni precios ciertos, por lo que apuntó a la importancia de avanzar en la permisología y el armado de la carpeta de proyectos de esa índole, para que una vez hecho eso se puede conseguir un inversor y la demanda que compre el H2V. 

Incluso, el COO y director de DREICON ya solicitó tener el contexto normativo de H2V en Argentina para que estos proyectos puedan seguir adelante; de tal de actualizar la vieja Ley N° 26123 (promulgada en 2006) y establecer un régimen de economía del hidrógeno de bajas emisiones en el país. 

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Tras superar la etapa más crítica de “El Niño”, proponen actuar con mayor anticipación en las próximas temporadas 

Como ya había anticipado Energía Estratégica, registros de la semana del 14 de mayo, indicaron que para el mes de mayo el nivel de aportes hídricos se ubicaron en un promedio de 300.04 GWh / día, permitiendo aumentar el volumen útil del embalse agregado nacional. 

Ante estas cifras, el Gobierno de Colombia aseguró que el sector energético superó la etapa más crítica del Fenómeno de El Niño 2023-2024 y que el estado actual del sistema no genera ninguna alarma.

No obstante, la Cámara Colombiana de Energía (CCENERGÍA) afirmó a través de un informe que la coyuntura energética bajo condiciones de estrés climático ha sido “un llamado de atención que obliga a actuar con mayor anticipación” y ser “más eficientes”.

“Olvidar las virtudes de un sistema como el colombiano en temporada seca con fenómeno de “El Niño” al vaivén de una suerte de sensacionalismo eléctrico, no contribuye a que se opere con las condiciones más eficientes”, explica el reporte. 

De acuerdo a la entidad, la anticipación requerida para los próximos periodos de estiaje, en especial los que podrían ocurrir entre 2030 y 2031, sugiere las siguientes medidas: 

optimización de las hidroeléctricas existentes
diversificación de la matriz energética al aumentar la participación real de energías renovables con centrales operando a su plena capacidad;
profundización de medidas de eficiencia energética en todos los sectores a través de modernización constante de la normatividad de nuevos equipos y promoción de reemplazo y retiro de equipos obsoletos;
desarrollo de infraestructura eléctrica de transmisión y distribución para mejorar la confiabilidad del sistema.

También propone la creación de un grupo de trabajo de análisis de emergencias energéticas compuesto por actores públicos y privados para evaluar el impacto de futuras temporadas secas y desarrollar un plan nacional con estrategias de diversificación energética a largo plazo que reduzcan la dependencia hidroeléctrica.

La entidad sugiere que este grupo realice estudios en profundidad sobre la severidad y frecuencia proyectadas de futuras estaciones secas; analice datos históricos de consumo de energía y máxima demanda; evalúe fuentes de energía alternativas;  estime costos económicos y sociales de la escasez de energía y proponga medidas de mitigación.

Según CCEnergía, ha primado una visión optimista a ultranza sobre la ocurrencia de nuevas lluvias a partir de abril y no se adelantaron acciones oportunas para mitigar los efectos de una eventual extensión del fenómeno de El Niño. 

“Lo más oportuno es considerar algunos racionamientos programados en regiones críticas por el alto crecimiento de la demanda, aplicar medidas conocidas por los operadores del sistema y de las redes de distribución para reducir la demanda en horas pico e intensificar la campaña de ahorro de energía”, concluyó.

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AmaraNZero gana mercado en Centroamérica con Panamá como punta de lanza

Amara NZero, distribuidor mayorista multimarca de equipos fotovoltaicos, avanza en Centroamérica con una estrategia de negocios agresiva que involucra la apertura simultánea de oficinas y almacenes en toda la región, empezando por Panamá como centro logístico.

En el Hub de las Américas ya cuentan con un espacio privilegiado de 3000 m2 para almacenar mercancía nacionalizada y no nacionalizada; es decir, para despachos de equipos dentro de Panamá y envíos en menos de 3 o 4 días al resto de la región. Ahora, la empresa iría por más.

Carlo Francesco Melillo, Country Manager para Panamá y resto de Centroamérica en Amara NZero, anticipó que contarán con oficina física en plena Avenida Balboa, próxima a ser inaugurada, y además de su primer almacén en Colón, estarán aperturando el primero en Guatemala y el segundo en Ciudad de Panamá, donde siguen creciendo en contrataciones de personal local.

Las proyecciones de crecimiento son prometedoras. En Panamá se instalan entre 25 a 30 MW al año en generación distribuida, pero el referente de Amara NZero observó que esperan que esa cifra se incremente este 2024 en un 20% o un 30%, elevando la capacidad interconectada interanual a 40 MW o 50 MW.

Aquello puede deberse en parte a que se han presenciado notables avances en la política energética local en el último año y fuertemente en los últimos meses, entre ellos la eliminación del 5% de impuesto selectivo al consumo sobre los paneles solares y otros componentes de sistemas fotovoltaicos; así como el anuncio de una licitación de 500 MW exclusivamente renovables y la nueva regulación de almacenamiento, que han motivado una nueva dinámica de mercado.

En miras de un escenario prometedor, Carlo Francesco Melillo confió a Energía Estratégica en una reciente entrevista audiovisual (ver) que persigue porcentajes de market share al alza en Panamá:

“Deseamos poder estar por lo menos entre el 25 y 30% de participación de mercado el primer año y con un optimista 40% o 50 % para para los años entrantes”.

Por ello, con Panamá como punta de lanza, Amara NZero busca ganar mercado en Centroamérica. Su concepción de distribuidor multimarca comprometido con la transición energética será un gran diferencial para lograrlo.

“Como lo indica nuestro nombre, nuestro objetivo también es lograr el Net Zero de emisiones para 2050. Es parte de nuestra misión y de nuestra estrategia de negocios”, reafirmó Melillo. 

Con Amara NZero como aliado para concretar nuevos proyectos sostenibles, se pueden adquirir módulos JA Solar, Trina Solar o Jinko Solar; inversores Growatt o Solis; microinversores Hoymiles o APsystems; y estructuras Ralux Solar, entre otras.

“Vamos a tener todas esas marcas disponibles en Panamá y contaremos con envíos para el resto de la región a través de almacenes que vamos a estar aperturando en los diferentes países”, aseguró el Country Manager para Panamá y resto de Centroamérica en Amara NZero.

Accede a los testimonios completos en el video de la entrevista que está disponible en el canal de YouTube de Energía Estratégica. 

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Growatt lanza una nueva solución de almacenamiento para balcones

Con dos seguidores MPP independientes y protección IP67, el microinversor NEO 600-1000M-X es una solución robusta y eficiente para sistemas de balcón. Con potencias de salida de 600 W, 800 W o 1.000 W y una eficiencia del 97,3%, el NEO 800M-X ofrece una potencia fiable en un diseño compacto. La opción de utilizar cables adicionales para la conexión directa a la toma de corriente hace que la instalación sea sencilla y directa, perfecta para las centrales eléctricas de balcón.

Esta solución admite hasta 4 módulos con una entrada total de 1600 W y más de 6000 ciclos de batería, permitiendo apilar hasta cuatro unidades de batería LiFePO4 juntas. Cada batería tiene una capacidad de 2.048 Wh, que puede alcanzar hasta 8.192 Wh de capacidad de almacenamiento cuando se conectan cuatro módulos y distintos modos de funcionamiento para facilitar la gestión de la energía.

«El conector rápido H4 entre el microinversor y la batería de almacenamiento NOAH, y la fácil ampliación de almacenamiento sólo apilándo baterías, permiten la instalación en sólo 5 minutos, de modo que permita a los propietarios almacenar y utilizar la electricidad generada por sus sistemas solares para terrazas cuando les convenga y cubrir su consumo base con energía solar durante todo el día», dijo Alejandro Pintado Growatt Iberia.

Cada solución de almacenamiento pesa 23 kg y mide 406 mm x 235 mm x 270 mm. Su rango de temperatura de carga oscila entre 0 C y 45 C, y puede descargarse en un rango de -20 C a 45 C.

Microinversor NEO 800TL-X con la batería NOAH 2000

Con una garantía de 10 años, la empresa afirma que el diseño compacto asegura una fácil instalación plug-and-play, permitiendo a los usuarios auto-instalar en 5 minutos, superando las limitaciones de espacio y reduciendo la dependencia de los instaladores.

Growatt avanza en 2024 con importantes proyectos por delante tras su presencia en Genera 2024, la compañía continuará su expansión en el mercado ibérico y a nivel internacional, donde también estará presente en la feria InterSolar Europe que se celebrará en Alemania en junio de 2024, una gran oportunidad para consolidar su liderazgo nacional e internacional.

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Pacific Hydro y Codelco renuevan contrato de suministro de energía 100% renovable

Pacific Hydro y Codelco renuevan su contrato de suministro de energía, consistente en una producción del 100% de energía renovable, donde Pacific Hydro proporcionará a la cuprífera chilena una cantidad de 375 gigavatios por año, durante 10 años, marcando un hito significativo en el impulso hacia un futuro más sostenible y estableciendo un nuevo estándar en la industria.

En concreto, el contrato considera energía para la división El Teniente, responsable de la operación de la mina subterránea de El Teniente, que puede demandar un suministro entre 60Hz y 50Hz.

Dentro de sus características destaca por ser un PPA (Power Purchase Agreement por sus siglas en inglés) o Acuerdo de Compra de Energía, que es un contrato de compraventa para adquirir energía directamente a un productor independiente, durante un período de tiempo determinado y a un precio acordado que es rentable para ambas partes.

Asimismo, el acuerdo integra tecnología innovadora. Por ejemplo, las centrales hidráulicas de pasada Coya y Pangal serán la tecnología de respaldo clave. Estas centrales son capaces de generar electricidad a una frecuencia de 60Hz, lo que no es habitual en Chile, dado que en el sistema eléctrico nacional la frecuencia de abastecimiento es 50 Hz. Y esta característica proviene de la época en que fue propiedad de compañías mineras norteamericanas. De esta forma se proporcionará la estabilidad necesaria para respaldar el suministro de energía renovable a Codelco.

«Este contrato de suministro, que representa una producción del 100% de energía renovable, proporcionará a Codelco una cantidad de 375 gigavatios por año durante la próxima década. Esta colaboración estratégica refuerza el compromiso de ambas organizaciones con la transición energética de nuestro país y su paso acelerado hacia fuentes de energía más limpias y sostenibles», señaló Luis Arqueros, gerente ejecutivo Comercial, Desarrollo, Nuevos Negocios & Asuntos Corporativos de Pacific Hydro Chile

Codelco, una empresa del Estado con una larga trayectoria en la industria minera, reconoce la importancia de reducir su huella ambiental y está comprometida con la adopción de prácticas más sostenibles en todas sus operaciones. La División El Teniente, responsable de la operación de la mina subterránea de El Teniente, ubicada a ochenta kilómetros al sudeste de Santiago, ha demostrado su liderazgo al buscar activamente alternativas de suministro eléctrico que minimicen su impacto ambiental.

Cabe destacar que, dada la naturaleza de las centrales, su generación se considera renovable. El suministro será acreditado por Pacific Hydro anualmente mediante certificados I-REC, documentos de estándar internacional, que validan que la energía utilizada proviene de fuentes 100% renovables, o en su defecto, por cualquier otra institución de reconocido prestigio internacional y aceptada por Codelco.

«Este acuerdo representa un paso significativo hacia un futuro más sostenible y resalta el compromiso continuo de ambas organizaciones con la innovación y la responsabilidad ambiental. Pacific Hydro tiene más de 20 años de experiencia en generación de energía renovable en Chile y estamos comprometidos con el buen relacionamiento comunitario y el desarrollo de nuevos negocios sostenibles. Es por eso que junto a Codelco esperamos con interés seguir colaborando para impulsar el cambio hacia un mundo más limpio y próspero», finalizó Luis Arqueros.

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Ley Bases: el Gobierno le cerró la puerta a un pedido de las provincias petroleras para dinamizar inversiones en campos convencionales

El Gobierno nacional finalmente le bajó el pulgar a uno de los planteos más disruptivos que habían puesto sobre la mesa las provincias petroleras, que apuntaban que la discusión por la redacción de la Ley Bases le abriera la puerta a introducir un cambio sustancial en la Ley 17.319 (de Hidrocarburos) que regula las concesiones de petróleo y gas. En concreto, las gobernaciones hidrocarburíferas —con Neuquén a la cabeza— pretendían que cuando una empresa petrolera con intereses en Vaca Muerta pidiese la conversión de una concesión convencional a otra no convencional, la provincia pudiese relicitar la primera a un operador diferente para facilitar la continuidad de la inversión en campos maduros.

Eso implicaba, por ejemplo, que si YPF pidiera la reconversión de Loma La Lata, uno de sus principales bloques convencionales en Neuquén, como una concesión no convencional para llevar adelante un proyecto de desarrollo en la formación Vaca Muerta, la provincia pudiese recuperar para sí la posibilidad de reconcursar entre terceras compañías la explotación de otros horizontes geológicos convencionales. Para eso, el Ejecutivo debía promover a través de la Ley Bases la coexistencia en una misma área de dos empresas productoras, una encargada del desarrollo de Vaca Muerta y otra de yacimientos convencionales.

El planteo de las provincias se explica en los números de Neuquén, que es la provincia cuya producción convencional más declinó en los últimos años, precisamente porque las empresas productoras prefirieron redireccionar sus esfuerzos de inversión hacia proyectos en Vaca Muerta y desatendieron el desarrollo convencional de los bloques, según interpretan fuentes provinciales. Sin embargo, aunque escuchó la propuesta de la Ofephi, finalmente el Ejecutivo no hizo lugar al pedido de las provincias petroleras y mantuvo el statu quo vigente, en línea con lo que defendían los concesionarios privados.

Derrotero

Entre las idas y vueltas que tuvo desde diciembre a la fecha, el texto del proyecto de Ley Bases pasó varias modificaciones en su redacción. En el marco de esos acuerdos, las provincias que integran la Organización Federal de Estados Productores de Hidrocarburos (Ofephi) lograron modificar 49 artículos, derogar nueve e incorporar dos nuevos, según pudo confirmar este medio de fuentes oficiales.

Entre los cambios había un especial interés de las provincias petroleras en aplicar una reforma al artículo 27 bis de la ley de Hidrocarburos 17.319 que les permitiera la posibilidad que las formaciones geológicas convencionales que queden dentro de un área reconvertida a no convencional, puedan volver a sus manos y así, volver a licitarlas. De esta forma, se agilizarían nuevas inversiones en la actividad convencional y se aprovecharía mejor la ventana que ofrece el mercado global.

Actualmente, el artículo -que en la ley Bases se expresa en el 156°- establece que “el concesionario de explotación, dentro del área de concesión, podrá requerir la subdivisión del área y reconvertirla de convencional a no convencional”, previa presentación de un plan piloto. Esto le permite a las compañías sostener una nueva concesión por 35 años y desarrollar en paralelo los dos tipos de explotación. A su vez, la zona no reconvertida de esa área en cuestión sigue teniendo el plazo de concesión preestablecido.

La ley establece que tras la reconversión, el titular del área puede desarrollar actividades complementarias de explotación convencional de hidrocarburos, pero no lo obliga a hacerlo.

No se rompe la seguridad jurídica”

Una fuente provincial pidió reserva aseguró que el artículo 27 bis “sirvió para facilitar los primeros 10 años de desarrollo de Vaca Muerta ya que, además de darle la concesión no convencional, la compañía puede seguir llevando adelante la convencional sin comprometer inversiones”.

Según afirmó, en los hechos muchas empresas prefirieron abocarse a la producción del shale o tight dejando de lado esas áreas: “La realidad es que lo que termina pasando es que muchos abandonan la explotación convencional porque no son tan rentables como Vaca Muerta”, aseguró.

Para evitar esa situación, las provincias solicitaron este cambio a Nación con lo cual podrían volver a disponer en su dominio de las áreas convencionales y permitir traccionar nuevas inversiones de compañías más pequeñas en esos campos maduros. Entre los principales argumentos esgrimidos en esas rondas de negociaciones, los referentes de las provincias afirmaron que esta modalidad de explotación de doble horizonte mantendría los plazos de concesión ya establecidos y “no rompería la seguridad jurídica”.

El gobierno de Javier Milei intenta destrabar la aprobación de la Ley Bases en el Senado.

La reforma del 27 bis, pedida por la Ofephi, había logrado incorporarse en el texto anterior al que obtuvo media sanción de Diputados, el pasado 30 de abril. Sin embargo, fue dejada de lado en el proyecto aprobado.

“En un momento la Secretaría de Energía lo había aceptado, se incorporó en el borrador de marzo y en abril, por las fuerzas del cielo, volvió para atrás”, ironizó la fuente consultada.

“Lo que planteamos fue que nos dejen disponer de los convencionales sin interés y que convivan en la superficie porque no vemos inconvenientes en eso. Hay ejemplos de empresas que lo han hecho como acuerdos privados”, agregó en referencia, por ejemplo, a la decisión que tomó Vista, que transfirió la explotación convencional de sus bloques a la empresa Aconcagua Energía a fin de concentrar sus esfuerzos de inversión en Vaca Muerta.

Durante el evento Vaca Muerta Insights, organizado por este medio, el gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, había expresado su interés en aplicar este cambio a la Ley Bases y había afirmado que era esencial para lograr “monetizar Vaca Muerta”.

“Tenemos una ventana de tiempo y en esa ventana tenemos que otorgar todas las condiciones para que las inversiones vengan y operativamente se puedan extraer los recursos del subsuelo. Poder licitar por capas (formaciones u horizontes geológicos) es fundamental para ganar tiempo”, había manifestado el mandatario neuquino.

Además de evitar el abandono de pozos, esto permitiría abrir el juego a otras empresas interesadas en áreas más pequeñas o con menor rentabilidad, como así también, compartir costos de superficie, mantenimiento de caminos, uso de instalaciones o pago a los superficiarios.

49 artículos

Desde el primer texto de la Ley Bases al actual, se realizaron a pedido de las provincias petroleras al menos 49 reformas a artículos referidos a hidrocarburos y comprendidos dentro del Título VIII de Energía.

En enero, los gobernadores patagónicos -Rolando Figueroa, Alberto Weretilneck (Río Negro), Ignacio Torres (Chubut), Claudio Vidal (Santa Cruz), Gustavo Melella (Tierra del Fuego) y Sergio Zilliotto (La Pampa)- habían expresado tras una cumbre en Villa La Angostura su preocupación por las modificaciones impuestas en el texto original.

Entre éstas, reprocharon que se daba al Poder Ejecutivo atribuciones delegadas a las provincias tras la Constitución de 1994 y garantizadas en la Ley 26.197 (Ley Corta), se modificaban cánones de exploración y explotación o se daba la posibilidad de incrementar al 15% las alícuotas de exportación.

En ese momento, los mandatarios convocaron a la Ofephi para trabajar en subsanar en el texto aquellas diferencias que finalmente fueron tenidas en cuenta luego de varias negociaciones: “Se trabajó bastante en la revisión y en ajustar lo que correspondía sobre autoridades de aplicación nacional o provincial, aunque no tomaron lo que pedimos del 27 bis”, confirmó un integrante de la organización.

, Laura Hevia