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EE.UU. y el Reino Unido presionan a Rusia por prospección en el Mar Antártico

Medios internacionales escritos en español, han informado que Rusia habría encontrado las mayores reservas de petróleo en el mundo en un lugar “prohibido” por el Tratado Antártico. Los buques de exploración rusos habrían hallado enormes cantidades de crudo y gas en la Antártida, una zona en la que está terminantemente prohibido la explotación de recursos, mientras que las prospecciones y actividad permitidas solo pueden estar relacionadas con la ciencia y el mundo científico.

Además, justo donde Rusia habría encontrado hidrocarburos, es una zona reclamada por el Reino Unido y Argentina, lo que añade mayor tensión al hallazgo. No obstante, los medios anglófonos coinciden en que se trató de prospección y no de hallazgos.

El Comité de Auditoría Ambiental (EAC) del Parlamento del Reino Unido está investigando la exploración petrolera rusa en la Antártida, centrándose en las actividades del buque de investigación ruso Akademik Alexander Karpinsky.

En una sesión especial, la semana pasada, tres ministros fueron interrogados sobre estas actividades, que se cree que se llevan a cabo en territorio reclamado por el Reino Unido en la región polar.

Según informes de la empresa rusa de exploración mineral Rosgeo, el buque Alexander Karpinsky ha completado un estudio geológico exhaustivo del subsuelo antártico, incluyendo mapeo de posibles reservas de petróleo y gas. Aunque inicialmente se centró en la parte sureste del mar de Riiser-Larsen, cerca de la Tierra de la Reina Maud reclamada por Noruega, se ha revelado que desde 2011 se han realizado estudios sísmicos rusos en el Mar de Weddell, un área reclamada por el Reino Unido y también por la Argentina. Estos estudios han llevado a la estimación de aproximadamente 500 mil millones de barriles de potencial de hidrocarburos en las cuencas del Océano Austral, según Rosgeo.

Sin embargo, el Reino Unido defiende que Rusia está comprometida a respetar el Tratado Antártico, que impuso una moratoria a la exploración y explotación de minerales antárticos en 1976. El contexto geopolítico actual, marcado por tensiones entre Rusia y Occidente desde la invasión de Ucrania en 2022, plantea preocupaciones sobre la conservación de la integridad de la Antártida. Expertos advierten que esta tensión podría llevar a una competencia en lugar de una colaboración para proteger la región. Klaus Dodds, profesor de Geopolítica de la Universidad de Londres, señala que la recopilación de datos sísmicos en la Antártida por parte de Rusia podría amenazar la prohibición permanente de la minería en la región, con implicaciones para la integridad del protocolo antártico en su totalidad.

MAS SANCIONES

Por su parte, Los Estados Unidos ha impuesto sanciones al buque sísmico estatal ruso Akademik Alexander Karpinsky, que ha estado llevando a cabo extensos estudios de petróleo y gas en el Océano Austral de la Antártida. Este desierto marino, amenazado por el clima extremo, ha sido objeto de investigación por parte del Karpinsky desde que se prohibió la minería internacional en 1998. La sanción se produce en el contexto de dos años desde la invasión rusa de Ucrania en febrero de 2022.

El Karpinsky, propiedad de la Polar Marine Geosurvey Expedition (PMGE), ha producido datos sísmicos que abarcan un área significativa en el Océano Austral. Tanto Rosgeo, la empresa minera del Kremlin, como su filial PMGE, han sido incluidos en la lista de entidades sancionadas por Estados Unidos, que abarca más de 500 personas y organizaciones. Las nuevas restricciones, que entrarán en vigor a partir del 23 de mayo, prohíben a ciudadanos y empresas estadounidenses realizar transacciones comerciales con los propietarios del Karpinsky y evitan que el barco haga escala en puertos estadounidenses.

El Departamento de Estado de Estados Unidos vincula estas sanciones con el autoritarismo de Rusia, su represión interna y su agresión exterior. Además, identifica a Rosgeo y su filial como dedicadas a la exploración y prospección de minerales, lo que las hace objeto de las sanciones. Aunque estas restricciones pueden tener implicaciones en los puertos estadounidenses, no afectarán inmediatamente la capacidad del Karpinsky de navegar hacia y desde la Antártida. Sin embargo, pueden surgir desafíos logísticos en otros países, como Sudáfrica, donde el barco ha hecho escala en el pasado. Las sanciones también coinciden con los debates sobre si Australia debería adoptar una postura más independiente respecto de las sanciones internacionales. Además, plantean interrogantes sobre el futuro de las operaciones antárticas del Karpinsky y su impacto en la región, donde se han realizado importantes estudios geológicos y geofísicos.

A pesar de las sanciones, el Karpinsky continúa navegando bajo la bandera de la Expedición Antártica Rusa, dedicada a actividades pacíficas como el turismo y la ciencia. La RAE ha defendido sus proyectos de estudio geológico y geofísico como parte de la investigación científica, aunque estas actividades han sido objeto de controversia debido a su potencial para la prospección de recursos minerales en la región antártica.

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Marín: «Necesitamos que vengan capitales para el proyecto de GNL»

Así lo expresó el presidente y CEO de YPF luego de volver de Nueva York, donde comentó las oportunidades que tiene Vaca Muerta a más de 100 inversores. El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, reforzó su idea de que la Argentina tiene el potencial para exportar energía por 30.000 millones de dólares por año. En el marco de una entrevista con Radio Mitre de Buenos Aires, Marín planteó que el Proyecto GNL es clave para lograr ese objetivo y que requiere de grandes inversiones extranjeras. Luego de estar en Nueva York, donde tuvo reuniones con más de 100 […]

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Vaca Muerta: Las compañías petroleras se unen para invertir 320 millones de dólares

Se desarrollarán los bloques de esquisto Mata Mora Norte y Sur y Confluencia Sur y Norte. La petrolera colombiana GeoPark Limited anunció hoy que firmó un acuerdo de compra por valor de US$ 320 millones para adquirir una participación no operativa en cuatro bloques adyacentes no convencionales en Vaca Muerta con Phoenix Global Resources (PGR), filial de Mercuria Energy Trading. liderado por el ex YPF Pablo Bizzotto. El 45% de GeoPark, que regresa de esta manera a Argentina, participará en los bloques de producción Mata Mora Norte y Mata Mora Sur, ubicados en Neuquén, mientras que el 50% participará en […]

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Horacio Marín de YPF: “En dos meses vamos a saber si Palermo Aike es otra Vaca Muerta”

El presidente de la petrolera de bandera nacional habló del desarrollo de Vaca Muerta y ponderó el potencial de los hidrocarburos no convencionales en la Cuenca Austral. Además, insistió en la necesidad de sancionar el Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones, establecido dentro del proyecto de Ley Bases. «Sin el RIGI no se van a exportar 30 mil millones de dólares», sostuvo. El presidente de YPF, Horacio Marín, contó que viajó a Estados Unidos para explicar el programa 4×4 de la compañía. “Es el plan que tenemos en YPF para los próximos cuatro años, que significa poder cuadruplicar la […]

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Expo San Juan Minera 2024 contará con más de 300 compañías, 5 gobernadores y el nuevo secretario de Minería

El evento «10° Exposición Internacional: San Juan Minera», organizado por el medio especializado Panorama Minero en el predio Cepas Sanjuaninas, llevará a cabo en San Juan del 21 al 23 de mayo, y será el epicentro de la minería en Argentina. Reunirá a los actores clave de la industria en un momento importante para la política y la economía del país, el evento tiene lugar cada dos años y fue fundado en 2006. Faltan sólo unos días para la reunión del Pacto de Mayo, que el presidente Javier Milei Anunciado. Se llevará a cabo cinco gobernadores determinantes en el futuro […]

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Para las pymes petroleras la Argentina tiene un atractivo portfolio de pozos convencionales

Hay decenas de empresas interesadas en sumarse al desarrollo petrolero que encabeza Vaca Muerta y que pueden aportar un modelo de negocio apropiado a unos 20.000 pozos maduros paralizados, según estimaciones del sector. En los últimos tiempos, la luz de la estrella hidrocarburífera de Vaca Muerta opacó las oportunidades que la actividad convencional de gas y petróleo aún pueden ofrecer a pequeñas y medianas petroleras que son las más preparadas para desplegar un esquema de negocios apropiado a un esquema de negocios distinto. Directivos de distintas empresas de la industria local destacaron de manera coincidente que 2024 puede marcar un […]

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Minería: Mendoza llama la atención de los inversores

Varias grandes empresas han mostrado interés en invertir en la Provincia de Mendoza luego de que se anunciaran los cambios al Código Minero. La Provincia de Mendoza empieza a llamar la atención de los inversores extranjeros con otros ojos. Numerosas empresas comenzaron a mostrarse interesadas en invertir aquí tras las señales lanzadas por el gobierno provincial en favor del desarrollo de la minería, una industria con gran potencial, sobre todo en cobre. Recientemente, el Ejecutivo fue informado de que el grupo Hanaq, una multinacional con más de 50 concesiones estratégicas de metales preciosos y básicos en toda Argentina, solicitó 20 […]

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El Gobierno de Tierra del Fuego estudia una presentación judicial contra los aumentos de las tarifas de gas comercial

El encargado de la cartera de Energía de Tierra del Fuego aseguró que no se respetaron los aumentos pactados con anterioridad en la Audiencia Pública. El Ministro de Energía de Tierra del Fuego, Alejandro Aguirre, aseguró que el ejecutivo provincial está estudiando una presentación judicial para moderar los aumentos de la tarifa de gas a comercios. También está en los planes replicar una cautelar para las tarifas domiciliarias. “Tenemos información de que han frenado el aumento tarifario para residenciales pero ha afectado en gran medida al comercio y estamos trabajando para ver con que implicancias legales podemos tomar intervención para […]

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Caputo frenó los pagos de los reintegros por Zona Fría y peligran más de 40 subdistribuidoras de gas en todo el país

El régimen de Zona Fría cubre hasta un 50% de la factura de gas de los hogares ubicados en lugares de baja temperatura. Funciona a través de aportes de todos los usuarios de gas natural del país que van a un fideicomiso, que desde marzo comenzó a administra el ministro de Economía, Luis Caputo. El gobierno frenó el reintegro del régimen a todo el segmento de distribución. El último mes que las empresas recibieron esos fondos fue en febrero y correspondió a las facturas de diciembre. El ministro de Economía, Luis Caputo, frenó desde enero el pago a las distribuidoras […]

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Tarifas de luz y gas: oficializan la suspensión de aumentos para contener la inflación

El ministro de Economía, Luis Caputo, oficializó la suspensión de  la actualización de las tarifas de luz y gas previsto para mayo para que no impacte en la inflación, A través de una carta enviada al secretario de Energía, Eduardo Rodríguez Chirillo. Así, oficializó la decisión que se conocía desde el 30 de abril, pero que necesitaba el proceso administrativo para su implementación.

“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 reguladores y los aumentos del PEST correspondiente a energía eléctrica y del PIST en el gas”, dice la misiva a la que tuvo acceso el medio EconoJournal.

Si no se suspendían estas subas, los usuarios de un hogar N1 (altos ingresos) hubieran percibido un incremento del 77% en el precio mayorista de la energía. En tanto, en la boleta de gas implicaba, por ejemplo, que un usuario residencial del segmento 1 (altos ingresos) pasara de pagar en abril US$2,79 por millón de BTU a U$S4,49.

De acuerdo a lo que explicaron fuentes oficiales que citó TN, se trata de una “suspensión del ajuste mensual que se iba a reflejar en los nuevos cuadros tarifarios que debían publicar el ENRE y el ENARGAS. Se busca así alivianar la carga sobre la clase media y priorizar el proceso de deflación”.

Con esta decisión, el Gobierno apela a mostrar que el índice de precios mantiene un proceso de desaceleración y que se acerca a cumplir su meta de un dígito

Se espera que retome los cronogramas en junio al indicar que los entes reguladores deben proceder “exclusivamente a la postergación en el mes de mayo de la aplicación de las actualizaciones dispuestas”. Es decir, que las subas impactarían recién en las facturas que llegarán en julio.

El 1 de Mayo, Caputo había dicho que Economía está “está cómoda en lo fiscal” y que por ello “priorizaron bajar la inflación y no cargar más con gastos a la clase media”. 

Cuánto aumentó la luz y el gas 

En febrero, Energía aplicó un aumento en el precio mayorista del servicio eléctrico y hubo subas en las tarifas de hasta un 120% para los sectores de mayores ingresos, uno de los componentes de la tarifa total que impactó solamente sobre usuarios residenciales que están catalogados como “Nivel 1 de la segmentación” y que renunciaron o no pidieron los subsidios a la energía. El sector alcanzado por los cambios definidos en la Resolución 7/2024 firmada por el secretario de Energía, representa aproximadamente a un 30% del total de los hogares.

Desde la cartera energética aseguran que esta medida “no pone en juego la sostenibilidad del sistema”. “Heredamos un sistema energético desinvertido, desfinanciado, al borde del colapso y con tarifas congeladas. En 5 meses, estamos haciendo una recomposición tarifaria histórica y achicando la brecha para que las tarifas reflejen el costo de suministro”, señalaron.

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ENARSA y Gezhouba se comprometieron a retomar la construcción de las represas luego de la veda invernal

Luego de la tercera audiencia de conciliación por las represas hidroeléctricas que se proyectan sobre el río Santa Cruz; ENARSA y Gezhouba se comprometieron al reinicio de la obra después de la veda invernal.

El ministro de Trabajo de la provincia de Santa Cruz, Julio Gutiérrez, participó en representación del Estado provincial de esa audiencia y afirmó que “está el compromiso por parte de ENARSA del gobierno nacional y de la empresa china Gezhouba, de retomar la construcción de las represas luego de la veda invernal; y eso creo que es el tema más importante que nos mueve”.

Explicó que “ahora estamos con la letra fina, obviamente conteniendo a la masa laboral que va justamente a ejecutar la obra. Lo más importante es lo que tiene que ver con los salarios de la gente. A esta altura se transformó en un pedido concreto, incluso de los sectores sindicales, que tienen que ver con el rescate alimentario de la gente. Nosotros le hicimos ver que toda esta dilación es un perjuicio directo hacia los trabajadores, sin duda, y obviamente la demora de la construcción también genera un perjuicio para la región”

De la reunión en Buenos Aires participaron, además de Gutiérrez, Nazareno Retortillo del ministerio de Energía de Santa Cruz, Daniel De La Torre, Wang Mingyi, Zhao He y Nicolás Bobroff por Gezhouba y la UTE Represas Patagónicas; y Julio Palacios y Matías Ramos por ENARSA.

Gutiérrez indicó que “todos los sectores, la UTE y el comitente que es ENARSA, se comprometieron a trabajar para acelerar los tiempos de manera que los trabajadores tengan la posibilidad de percibir salarios que están caídos”.

La provincia de Santa Cruz, luego que la UTE de empresas materializara el envío de telegramas de despidos a los trabajadores, dictó de manera inmediata la conciliación obligatoria que da marco a estas reuniones. Además de ello, desde el inicio de su gestión, el gobernador Claudio Vidal, realiza pedidos para que se retome y finalice este ambicioso proyecto, de vital importancia para el desarrollo provincial.

Gutiérrez adelantó, finalmente, que ENARSA “en estos días firmará la adenda 12, que es por la deuda de la que ya hemos hablado públicamente varias veces, con lo cual el reinicio de la obra es una realidad. Lo que nos preocupa ahora es llegar hasta ese día con los trabajadores en relación de dependencia, para que rápidamente también se pueda llevar esta tranquilidad”.

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Jorge “Loma” Ávila solicitó que Petrominera opere en la zona de Restinga Alí

Fue durante un encuentro en el que participó el intendente de Comodoro, Othar Macharashvili; el dueño de la petrolera, Héctor Millar; y el ministro provincial de Caminos, Federico Ponce, participó. En el entorno con Othar Macharashvili, intendente de Comodoro Rivadavia; Héctor Millar, titular de Petrominera; Federico Ponce, ministro de Hidrocarburos de Chubut; y Jorge «Loma» Ávila, diputado nacional y secretario general del Sindicato de Petróleo y Gas Privado de la Provincia, se propuso que la empresa petrolera opera en el área de Restinga Alí. “Petrominera tiene las condiciones y la capacidad para hacerlo, invitamos al intendente (Othar) para que venga […]

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Más de la mitad de la producción petrolera en la Argentina ya proviene de Vaca Muerta

La producción de petróleo llegó a los 690.000 barriles por día (bpd) en marzo y Vaca Muerta representó el 52%. Por el lado del gas, fue de 134 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/d), con una participación del 46% del shale.

De esta manera, la producción de petróleo y gas natural en la Argentina está en el mejor momento de los últimos 20 años, según un reporte de la consultora Economía & Energía.

En marzo se llegó a 1.000 millones de barriles equivalentes de petróleo producidos en gas y petróleo de Vaca Muerta, desde que Repsol perforó el primer pozo de shale gas en 2010. El superávit en la balanza energética durante el primer trimestre llegó a 1.670 millones de dólares.

Vaca Muerta tiene recursos equivalentes a 6 veces el consumo de energía de la Argentina durante los próximos 20 años, según estimaciones de petroleras.

El sector estima que la Argentina podría producir 1 millón de barriles por día y exportar 22.000 millones de dólares por año. Proyecciones más optimistas elevan la perspectiva exportadora a US$ 30.000 millones anuales.

Energía confiable, asequible, y baja en carbono

El recurso del petróleo no convencional de Vaca Muerta puede contribuir con la estabilización macroeconómica del país al ser un importante generador de divisas, a través de la exportación.

Gracias a Vaca Muerta, la Argentina ya es un exportador estructural de petróleo y, en el marco de la evolución energética, tiene el potencial de proveer al mundo volúmenes crecientes de energía confiable, asequible, y baja en carbono.

Incluso, la productividad de un pozo promedio de Vaca Muerta está por encima de los pozos de shale de los Estados Unidos, y su intensidad de carbono en el primer cuartil a nivel global.

La clave para explotar el potencial de Vaca Muerta es que las condiciones de inversión sean competitivas contra otros activos en el mundo.

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Staatsolie apoya el fondo petrolero

La petrolera estatal de Surinam, Staatsolie, se está preparando para gestionar con prudencia la industria petrolera costa afuera del país, valorada en miles de millones de dólares. El director general de Staatsolie, Annand Jagesar, dijo que la empresa ya está considerando un paso crucial para lograr este objetivo; el establecimiento de un fondo soberano de riqueza y estabilización (SWFS). Surinam tiene un tesoro de plantillas SWSF de las cuales aprender. Existe el proyecto de Noruega: el Fondo de Pensiones del Gobierno Global. Se estableció después de que Noruega descubriera petróleo en el Mar del Norte. El fondo se creó para […]

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Río Negro mete presión para sacarle la planta de GNL a Bahía Blanca

En las últimas semanas comenzó a correr con mayor fuerza el rumor sobre la posibilidad de YPF de instalar la planta de GNL en Río Negro en vez de Bahía Blanca.

La opción lógica es que la planta de licuefacción de YPF – Petronas, una inversión de casi us$40.000 millones, esté emplazada en Bahía Blanca, por contar con infraestructura, recurso humano, empresas de servicios y la geografía idónea para captar tal empresa.

Lo cierto es que Rio Negro hace tiempo viene pugnando por ese lugar que ostentan los puertos ubicados en el sudoeste bonaerense ,Bahía y Rosales. Las declaraciones conjuntas de los gobernadores de Neuquén y Rio Negro, repercutieron con fuerza en las costas de Buenos Aires.

Fernando Heredia es periodista especializado en economía y energía, y en comunicación con Radio Urbana aseguró que “hace muchos años se habla de hacer una gran planta de licuefacción para exportar GNL, y la ciudad para hacerla por excelencia fue Bahía Blanca. Eso empezó a cambiar este año; Rio Negro se venía postulando sin mucho eco seriamente hasta este año, donde se empezó a hablar de esto con más fuerza tanto en el Gobierno como en el sector hidrocarburífero”.

Heredia comentó que las razones tienen dos motivaciones, por un lado política y por otro lado un punto técnico. La fragilidad de Milei en el Congreso lo pone al Presidente en una situación de buscar aliados y desde LLA apuntan a Figueroa y Weretilneck, gobernadores de Neuquén y Rio Negror respectivamente.

“Hay relación con el proceso de gobernabilidad que quiere el Presidente, ya que Bahía Blanca no es una Provincia y no tiene diputados ni senadores. El hecho de que Buenos Aires no sea un aliado político hace que se tome sus votos en el Congreso como negativos, y se empezó a tomar como posibilidad que la planta se haga en Rio Negro, que sí puede ser aliado del Gobierno”.

Desde una perspectiva técnica Heredia detalló que “Bahía Blanca ya tiene un puerto importante con actividades petroquímicas y Rio Negro no. Pero para esta inversión se tiene que hacer todo nuevo, tanto en cuestiones portuarias como por la planta en sí. Hay que prepara las rutas y la infraestructura del puerto, cosa que Bahía Blanca tiene como ventaja. En cuanto a las desventajas, Rio Negro tiene mayor profundidad para que entren buques más grandes. En la parte técnica, además de la profundidad, el Puerto de Bahía Blanca es muy transitado, lo que hace que la operación sea mas fácil en Rio Negro”.

“Otro interrogante es la llamada licencia social, si la gente de esa zona esta dispuesta a recibir actividad de estas características. Durante muchos años, Rio Negro tuvo prohibido recibir actividad portuaria en su golfo, en cambio Bahía Blanca sí está acostumbrada a tener actividad petroquímica y exportación de gas portuario. Ahí Bahía corre con ventaja” comentó Heredia haciendo hincapié en un punto importante como es el visto bueno de la sociedad a este tipo de actividad económica.

Al finalizar Heredia mencionó un dato importante, desde que surgió la idea del GNL en Argentina se presentaron tres proyectos, el principal es el de YPF- PETRONAS, existe otra intención de Excelerate junto a Pampa Energía y por último, con mayor lentitud, el de Tecpetrol.

Respecto a este último, la opción de Tecpetrol (TECHINT) siempre fue instalarse en Rio Negro, el detalle es que quien lideraba esa opción desde el directorio de la empresa anteriormente mencionada era Horacio Marin, el actual Presidente y CEO de YPF.

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YPF obtuvo una ganancia de 657 millones de dólares en el primer trimestre

La petrolera estatal YPF consiguió una ganancia de 657 millones de dólares durante el primer trimestre del año, a pesar de una caída en las ventas, de acuerdo con el informe que presentaron hoy sus autoridades ante la Comisión Nacional de Valores (CNV).

Dicha mejora se debe a un incremento del 11 por ciento en promedio sobre sus precios en dólares.

La empresa presentó los números ante la CNV y este viernes deberá refrendar el informe ante los bancos y fondos de inversión  internacionales.

La ganancia de la empresa durante los primeros tres meses año representan un incremento del 93 por ciento interanual, debido al aumento del precio de las naftas y gasoil, compensado por una caída en las ventas.

En tanto, las inversiones totalizaron 1.252 millones de dólares, un 4 por ciento menores a las del mismo período del año anterior, aunque mas del 50 por ciento del total se concentró en Vaca Muerta, en línea con la estrategia de crecimiento en el corto plazo de la compañía. 

Además, el indicador financiero EBITDA (Earnings Before Interest Taxes Depreciation and Amortization) ajustado alcanzó los 1.245 millones de dólares, es decir un 15 por ciento superior al trimestre anterior. En tanto, interanualmente, el aumento fue aún mayor, impulsado por el crecimiento de la producción de petróleo. 

La producción total de hidrocarburos promedió los 526 mil barriles equivalentes de petróleo por día, un crecimiento del 3 por ciento, respecto al primer trimestre de 2023, impulsado por la producción de shale que hoy representa el 49 por ciento del total de la compañía.

Por su parte, la producción de petróleo se mantuvo alta en 255 mil barriles equivalentes diarios, un 7 por ciento superior a la del primer trimestre de 2023. En el mismo período, la producción de crudo shale mostró un crecimiento interanual del 21 por ciento que continuó demostrando resultados positivos, al alcanzar los 112 mil barriles equivalentes por día en el primer trimestre de este año.

Sin embargo, la demanda local de combustibles disminuyó un 11 por ciento con relación al cuarto trimestre del año anterior debido principalmente a la contracción de la demanda minorista y a la demanda estacional de gasoil.

Los niveles de procesamiento en los tres complejos industriales de YPF promediaron los 301 mil barriles día, alcanzando un ratio de utilización del 92 por ciento, es decir un 4 por ciento superior respecto al cuarto trimestre de 2023.  

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Guerra de los biocombustibles: PYMES bonaerenses advierten sobre cambios que impulsan Santa Fe y Córdoba

2F7D2H3 Cornfield and Comil silos to store harvested soyabeans / soya beans / soy in rural Alto Parana, Paraguay

Las empresas PyMEs de biocombustibles bonaerenses rechazaron –junto con las de La Pampa y Entre Ríos y San Luis- la avanzada de la “Liga de Bioenergética” integrada por las provincias de Córdoba y San Luis, para introducir introducir modificaciones al capítulo energético de la Ley Bases para excluirlas del negocio. En cambio, proponen una “alianza productiva” que contenga a todos los productores.

El planteo de la PyMEs fue realizado por la Cámara de Empresas Pymes Regionales Elaboradoras de Biocombustibles (CEPREB, que nuclea a las compañías entrerrianas, pampeanas, puntanas y de la Provincia de Buenos Aires, cuyo Director Ejecutivo, Federico Martelli, dijo a la agencia de noticias DIB que “no podemos aceptar lo que intentan hacer Córdoba y Santa Fe de “meter por la ventana” modificaciones en el proyecto de Ley Bases una modificación de la ley de Biocombustibles”.

Se trata de una disputa que viene desde principios de año, cuando los productores bonaerenses se enfrentaron a Ejecutivo cuando ensayó el primer intento de cambiar la Ley de Biocombustibles de 2020, que había sido aprobada por amplio consenso. En ese momento, “le dijimos al gobierno que era incorrecta porque mandaba a la quiebra a las PyMES y rompía acuerdos ” que permitieron funcionar al sector del 2021, cuando se sancionó la ley.

Ahora, las empresas de CEPREB ven en el anuncio de la Liga un intento de reintroducir cambios que “solo beneficiarán a Santa Fe” donde funcionan compañías de mayor tamaño, provincia que “busca quedarse con el 90% de la producción”, denunció Martelli. Las PYMES de CEPREB serían las principales perjudicadas; hoy producen el 70% del biodiesel para el corte que se hace en el país.

Martelli aseguró que la cámara tendrá con el intento de Santa y Fe y Córdoba la misma postura que tuvo con el gobierno de Javier Milei, “porque no tiene sentido que se corten solas para modificar una ley sin el consenso del resto de las provincias que somos las principales productoras de biocombustibles de la Argentina”.

El director ejecutivo de la CEPREB abrió de todos modos una ventana al acuerdo. Contó que están trabajando con los gobiernos de las provincias donde están asentadas sus industrias, con universidades y municipios “alternativas para aumentar el corte y la producción” de biocombistibles” que puedan llevarse adelante “en una alianza proactiva entre el sector privado y el Estado”.

Pero a la vez advirtió que ese aumento productivo “tiene que ser para que las PYMEs puedan completar el cupo disponible que tienen” y si se amplía ese cupo “para que entren nuevas PYMEs” al negocio, porque “eso fomenta el desarrollo federal y de las economías regionales”.

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Juicio por YPF: los demandantes buscan ir contra los activos del Banco Central y otras empresas argentinas

Los beneficiarios del fallo que condena a la Argentina a pagar US$16.100 millones por la expropiación de YPF insisten con su estrategia de buscar los alter ego del país para luego poder iniciar el camino de los embargos, como modo de cobrar la sentencia, que el país apeló.

Según publicó TN, el fondo Eton Park y el síndico español que administra la quiebra de Petersen Energía presentaron una moción en la que le piden a la jueza Loretta Preska que ordene a la Argentina compartir información que pueda comprobar que YPF, Aerolíneas ArgentinasARSAT, el Banco Central, el Banco Nación y Enarsa “son lo mismo” que la República.

Este jueves, los abogados que representan a la Argentina le enviaron una carta a la jueza para rechazar los requerimientos de información que los beneficiarios del fallo piden con el fin de construir el caso de los alter ego. Los letrados argumentan que los tribunales federales ya determinaron que esas entidades no son alter ego del país.

Además, los beneficiarios pidieron información sobre cuentas bancarias fuera de de Argentina y Estados Unidos que el país utiliza, según los abogados, para apoyar sus operaciones militares, diplomáticas y consulares. Esta solicitud también fue rechazada por los letrados, que pidieron a Preska que niegue el pedido.

“Durante los últimos meses, la República ha trabajado diligentemente para responder a las solicitudes de documentos excesivamente amplias e invasivas de los demandantes, incluyendo, entre otras cosas, la búsqueda y producción de escrituras de propiedades diplomáticas, consulares y militares e información sobre activos utilizados de manera similar para fines diplomáticos, consulares y militares”, detalló el estudio Sullivan & Cromwell, que representa a la Argentina, en una nota publicada por el analista Sebastián Maril en su cuenta de X.

Maril explicó que hay una orden de Preska de entregar documentos durante en discovery, es decir, la etapa en la que se listan los activos de la Argentina que se podrían embargar para cobrar la sentencia.

Argentina ya ha entregado muchos, pero dice que esta información no la va a entregar porque no hay necesidad, dado que esas empresas no son el alter ego del país. Los beneficiarios dicen que eso no lo decide Argentina, sino Preska”, detalló. El analista agregó que también hay pedidos de entrega de información de activos diplomáticos. “En ese punto, seguramente Preska le de la razón a Argentina”, consideró.

Los demandantes también hicieron un pedido similar a YPF, que se negó a entregar información. La compañía argumentó que no tiene responsabilidad en la expropiación, ya que fue exonerada por la justicia, al tiempo que recordó que es una empresa que cotiza en la Bolsa y que, como tal, es independiente de la Argentina.

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TotalEnergies y Sinopec se unen para desarrollar energías bajas en carbono

TotalEnergies y Sinopec firmaron un acuerdo de cooperación estratégica para profundizar su colaboración, en particular en el ámbito de las energías bajas en carbono.
Ambas compañías trabajan juntas desde hace muchos años, especialmente en Angola y Brasil en operaciones upstream y en diversos ámbitos como el petróleo, el GNL, el comercio de productos petrolíferos y la ingeniería.

Recientemente, las empresas han unido fuerzas para desarrollar una unidad de producción de combustible de aviación sostenible (SAF) de 230.000 toneladas por año en una refinería de SINOPEC en China.

Este acuerdo de cooperación estratégica tiene como objetivo desarrollar aún más la asociación entre TotalEnergies y SINOPEC y aprovechar nuevas oportunidades aprovechando sus respectivas experiencias. En particular, las dos empresas planean combinar su experiencia en I+D en biocombustibles, hidrógeno verde, CCUS y descarbonización.

Nos complace reforzar nuestra asociación con SINOPEC, un importante actor energético chino que ya es nuestro socio en varios países. Este acuerdo de cooperación estratégica refleja nuestra voluntad compartida de combinar nuestra experiencia en múltiples energías para abordar la creciente demanda global actual y, al mismo tiempo, construir el sistema energético descarbonizado del mañana”, dijo Patrick Pouyanné, presidente y director ejecutivo de TotalEnergies .

SINOPEC y TotalEnergies han establecido una sólida asociación. La firma de este acuerdo marco de cooperación estratégica en el centenario de TotalEnergies marca otro hito. A lo largo de los años, las dos empresas han llevado a cabo una amplia cooperación en exploración y producción, GNL, biocombustibles y comercialización. Con este acuerdo, ambas compañías pretenden fortalecer la asociación explorando más oportunidades en los campos del combustible de aviación sostenible, hidrógeno verde, CCUS, etc., para cumplir con nuestro compromiso con un crecimiento de la industria sustentable, verde y con bajas emisiones de carbono”, agregó. Dr. Ma Yongsheng, presidente de SINOPEC .

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Arcadium Lithium reportó ingresos por US$ 261 millones durante el primer trimestre

Arcadium Lithium, la empresa dedicada a la producción de litio que surgió de la fusión de Allkem y Livent, presentó sus resultados financieros del primer trimestre de 2024. La firma exhibió ingresos de US$ 261 millones y un EBITDA ajustado de US$ 108,8 millones. Según destacaron desde la compañía, la rentabilidad estuvo impulsada por los precios del hidróxido y carbonato de litio que fueron superiores a los US$ 20.000 por tonelada.

En base a estos resultados, el presidente y director ejecutivo de la compañía, Paul Graves, aseveró: «Hemos dado los primeros pasos para materializar el valor significativo de esta combinación. El precio promedio realizado para nuestras ventas de hidróxido y carbonato fue superior a US$ 20.000 por tonelada métrica, esto gracias a nuestras relaciones con clientes de largo plazo y nuestra amplia gama de productos de litio de alta calidad».

Resultados

Las ventas disminuyeron en comparación con el trimestre anterior. Desde la minera explicaron que esto se debió a una caída en las ventas de espodumeno por la menor producción en Mt. Cattlin, Australia.

Aún así, destacaron que los precios fueron más altos para la mayoría de los productos de litio por las condiciones del mercado. La compañía planea alcanzar ahorros de costos entre  US$60 y 80 millones para este año.

Proyección

Graves detalló que «la empresa está aumentando la producción en 2024 según lo planeado, mientras también invertimos en la próxima serie de expansiones”.

Asimismo, el ejecutivo agregó: “Para fines de 2026 esperamos alcanzar una capacidad total de 170.000 LCE, más de cuatro veces el nivel de producción de 2023. Esta trayectoria de crecimiento nos posiciona de manera única en la industria».

, Loana Tejero

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Más de 15 proyectos renovables podrían ser adjudicados en la actual ronda del MATER de Argentina

La Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico SA (CAMMESA) hoy definirá los proyectos que contarán con prioridad de despacho en la convocatoria del Mercado a Término de Energías Renovables (MATER).

Ya se confirmó que cinco parques eólicos, por hasta 426 MW de potencia, y una central fotovoltaica de 25 MW pueden ser asignables por estar en áreas de transporte disponible. De ese total, tres emprendimientos (todos de PCR) incluyen la ampliación de la estación transformadora 500 kV Bahía Blanca

Pero aún resta saber el futuro de otros 34 proyectos que solicitaron ser adjudicados entre 985,8 MW y 2776,6 MW y que debieron ir a desempate mediante el mecanismo de factor de mayoración, tanto para el MATER Pleno como el Referencial A. 

Por lo que, a través de una herramienta pública de CAMMESA, Energía Estratégica simuló el proceso de asignación de prioridad de despacho del vigente llamado del MATER, correspondiente al primer trimestre del 2024 y a continuación trae los resultados. 

De acuerdo a dicho modelo de análisis y simulación, se adjudicarían diecisiete proyectos por una potencia de 865 MW, repartidos entre cuatro parques eólicos (291 MW) y trece plantas solares (574 MW). Aunque si se toma en cuenta toda la capacidad de las posibles centrales ganadoras, la cifra aumentaría a 1102,8 MW. 

El proyecto eólico General Levalle I (17 MW – YPF Luz) y los parques fotovoltaicos El Marcado I (5 MW – Federación de Cooperativas Eléctricas del Nuevo Cuyo), PS La Cumbre II (15 MW – Diaser), PS Retamito (30 MW – Genneia) y PS San Luis (33 MW – Genneia) ingresarían bajo el esquema del “MATER Pleno”, es decir sin restricciones o limitaciones circunstanciales para inyectar energía.

Mientras que las doce centrales restantes (765 MW de capacidad a instalar) serían asignadas mediante el mecanismo “Referencial A”, lo que significa que los agentes generadores podrán contar con evaluaciones limitaciones circunstanciales para inyectar energía con una probabilidad esperada del 92% sobre su energía anual característica en las condiciones previstas de operación, hasta tanto se ejecuten las obras de transporte que permitan evitar las limitaciones. 

Por tanto a continuación se detallan cuáles serían esos proyectos y en qué corredores se ubicarían.

Ref A – Corredor Comahue 

PE Andinos – 74 MW asignados de 129,8 MW solicitados

Ref A – Corredor Patagonia – Provincia de Buenos Aires 

PE Los Patrios – 151,2 MW 
PE Vidal – 48,8 MW de 100,8

Ref A – Corredor Centro – Cuyo – Noroeste Argentino (NOA)

PS Aconcagua II – 65 MW
PS El Quemado I – 50 MW 
PS General Levalle – 28 MW de 47 MW 
PS MSU Andalgala – 90 MW de 100 MW solicitados
PS Olongasta – 90 MW de 151 MW 
PS Quebracho Blanco – 15 MW
PS Recreo I – 100 MW
PS San Luis – 7 MW de 40 MW pedidos
PS Tocota III – 46 MW

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SPR solicita tratar el proyecto de ley clave para impulsar las renovables antes de julio

La semana pasada, el Poder Ejecutivo incluyó en su solicitud de delegación de facultades legislativas enviada al Congreso de la República, mejoras regulatorias que buscan la apertura del mercado eléctrico a nuevos competidores, diversificar y descentralizar las fuentes de generación.

Con esta iniciativa, se propone modificar la Ley 28832, norma para asegurar el desarrollo eficiente de la Generación Eléctrica, con el objetivo de incrementar la competencia, promover inversión en nuevas fuentes de generación eléctrica, conseguir menores costos de generación y menos contaminante, lo que contribuirá a reducir las tarifas eléctricas que pagan millones de usuarios.

Se trata de las mismas modificaciones que se plantearon en el proyecto de ley 4565 que fue enviado en marzo del 2023 al Congreso de la República pero que no han logrado pasar a pleno.

En conversaciones con Energía Estratégica, Raquel Carrero, gerente general de la Asociación Peruana de Energías Renovables explicó en detalles el proyecto de ley y estimó cuándo debería tratarse nuevamente en el Congreso.

¿Me podrías comentar en mayor profundidad de qué se tratan las mejoras regulatorias enviadas al Congreso?

El Poder Ejecutivo ha incluido las modificaciones de la Ley 28832 en su pedido de facultades para poder hacer los cambios de manera más proactiva como la actual situación lo amerita. Consiste principalmente en modificar la contratación de energía, de forma separada de la potencia, como dos productos, y establecer bloques horarios. 

Estos cambios son necesarios para poder incluir la energía solar en las licitaciones del mercado regulado, es decir, aquel que atiende millones de hogares y negocios de diversos sectores, porque hoy, tal como está redactada la ley, la energía solar se encuentra totalmente excluida de esa posibilidad. La única posibilidad de generar energía solar para el mercado regulado está disponible para los actuales operadores del sector eléctrico y esa es una limitación de la competencia que es insostenible. 

Si bien ha pasado más de un año desde que el gobierno envió esta propuesta técnica, hasta la fecha no se ha debatido ni aprobado en el Pleno Congreso de la República. Entendemos que el gobierno comprende la necesidad de hacer estos cambios urgentemente para garantizar la libre competencia en el mercado eléctrico y beneficiar a millones de hogares con mejores tarifas, en un contexto donde los índices de pobreza se han incrementado y la electricidad forma parte de la canasta básica familiar. 

La solicitud de facultades es un procedimiento constitucional, es una práctica usual y se justifica en la medida que el gobierno entiende y necesita que se hagan estos cambios. Desde la Asociación Peruana de Energías Renovables creemos que esos cambios son necesarios y que deben hacerse todos los esfuerzos para que se implementen lo más pronto posible. Estos favorecen a los usuarios eléctricos, hogares, comercios y a todos los sectores productivos en general. El objetivo es trasladar los precios competitivos de las energías renovables a la tarifa eléctrica porque actualmente no está ocurriendo.

  ¿Cuándo van a ser tratadas por el Congreso y de qué depende su aprobación?

La solicitud de facultades del Poder Ejecutivo ha sido enviada a la comisión de Constitución del Congreso y será allí el espacio del debate inicial donde se revisará todas las propuestas planteadas por el Gobierno. Luego tendrá que ser debatido en el pleno del Congreso, lo cual creemos que debe darse antes de que acabe la actual legislatura en julio. 

Para aprobarse, dependerá de la capacidad del Gobierno de sustentar frente al Parlamento la necesidad de hacer estos cambios y que haya un acuerdo en que la forma más rápida y segura de hacerlo es delegando las facultades al Poder Ejecutivo. Es un trabajo político que deberá hacer el Gobierno y el Parlamento. 

Cabe destacar que el Congreso ha tenido la modificación de la Ley 28832 en sus manos por más de un año y no le ha dado la prioridad que requería lo cual ha incrementado la situación de riesgo del sistema.

 ¿Qué tan necesario es que Perú apruebe esas iniciativas?

En una economía de libre mercado cuanto mayor sea la competencia es mejor para los consumidores. La situación actual restringe el ingreso de nuevos operadores al sector eléctrico. Estas barreras que se mantienen para el ingreso de la energía solar ya han sido advertidas desde hace varios años y la necesidad de cambiar la regulación fue reiterada por la comisión de reforma del subsector electricidad que dio sus recomendaciones en el 2020. Han pasado ya casi 4 años desde entonces y nada ha cambiado. 

Estas limitaciones para el desarrollo de la energía solar y que en el caso de la energía eólica recién se levantaron en el 2020, nos ha llevado a intensificar el uso del diésel para generar electricidad y atender la demanda eléctrica. 

De acuerdo a cifras del COES la producción eléctrica en el 2023 se dio de la siguiente manera: 47.7 % hidroeléctrica, 46.7 % termoeléctrica, 4% eólica y 1.6% solar. De esta forma, en el 2023 usamos 182% más diesel para generar electricidad que en el 2022. Por ello, se trata de un tema económico y de seguridad nacional: necesitamos diversificar, descentralizar, abrir el mercado, ese es el camino

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Salvar a la medición neta de los ataques de la Junta: la prioridad de SESA en Puerto Rico

Puerto Rico está en alerta por el ataque al programa de medición neta que ha iniciado la Junta de Supervisión y Administración Financiera para Puerto Rico (FOMB, por sus siglas en inglés).

La controversia se acentuó la semana pasada, cuando se venció el plazo de revisión legislativa impuesto por la Junta para derogar o enmendar la Ley 10 del 2024, ley que no está bien vista por dicha entidad federal, pero que tiene la aprobación unánime de la legislatura puertorriqueña, amplísimo apoyo de la sociedad civil y de la industria de la isla, pues protege la  medición neta hasta después del 2030, al posponer a esa fecha un estudio que posibilitaría la devaluación de la compensación al detal de la electricidad limpia que los prosumidores exportan a la red.

Como las autoridades puertorriqueñas no han acatado el ultimátum de la Junta, existe un riesgo claro y presente de que la Junta inicie un litigio para anular la ley, tal como lo indica expresamente su carta publicada el 5 de febrero del 2024: 

«Si el Gobernador y la Legislatura no derogan o modifican la Ley 10, la Junta de Supervisión, que se reserva todos sus derechos, tomará las medidas que considere necesarias, incluido el inicio de un litigio para anular la Ley 10».

Ante esta situación, asociaciones civiles y empresariales se encuentran uniendo esfuerzos para comunicar y socializar los beneficios de la energía distribuida en medición neta, así como para exigir se  mantenga la vigencia de la Ley 10 del 2024, para mantener el rumbo hacia al cumplimiento de los objetivos de sostenibilidad del sector energético que indican que las energías renovables deben alcanzar un 40% al 2025 y un 100% al 2050 en el archipiélago puertorriqueño. 

«Necesitamos construir los proyectos a escala de servicios públicos que están en marcha. Necesitamos seguir aumentando la generación distribuida. Y necesitamos aumentar la eficiencia energética porque cuanta más eficiencia energética tengamos, menos energías renovables se necesitarán para llegar al 100%. Todas esas cosas son importantes para continuar», expresó PJ Wilson, presidente de la Asociación de Energía Solar y Almacenamiento de Puerto Rico (SESA).

Durante un Solar & Storage Briefing llevado a cabo el pasado viernes 10 de mayo, el director ejecutivo de SESA observó que no es la primera vez que la Junta se antepone al crecimiento de la generación renovable en Puerto Rico:  

«FOMB ha rechazado en reiteradas ocasiones las decisiones del Negociado de Energía de Puerto Rico:

En verano del 2021 FOMB publicó una cruda carta cancelando 450 MW de proyectos solares a escala de utilidad;
-sin ningún análisis conocido
-luego de dos años de negociaciones entre los desarrolladores solares, la utilidad y el regulador
-luego de que el Negociado de Energía de Puerto Rico dio su aprobación final a dichos proyectos
-si FOMB no hubiera anulado los mismos, eso 450 MW de energía solar ya estarían construidos al momento y estarían produciendo 4,5% de la energía de la isla y estaríamos en 16.5%
-al haber frenado esos 450MW (luego de haber sido aprobados por el regulador independiente) marcaron a Puerto Rico como una mercado de “alto riesgo” ahuyentando compañías de energía solar multinacionales y muy posiblemente propiciando precios más elevados (por ser considerada de alto riesgo) en futuras ofertas.
-por ende, no existirá un “regulador independiente” mientras exista la presión de FOMB». 

Sorprende esta postura, ya que la Junta se ha pronunciado a favor del despliegue de las renovables en reiteradas ocasiones y, de hecho, incluyen el siguiente párrafo en su carta solicitando la revisión legislativa de la Ley 10: 

«La energía renovable es clave para el futuro sistema energético de Puerto Rico y para una electricidad más confiable, y la Junta de Supervisión apoya la transición hacia más energía renovable. La transición de la red energética de Puerto Rico a la gestión privada, como se define en la Ley 17 y los Planes Fiscales, ya aumentó considerablemente los hogares con energía solar en los tejados, y la Junta de Supervisión aprobó los contratos para construir más suministros de energía renovable a gran escala que la AEE había adquirido y el NEPR había aprobado».

Desde SESA observan la inconsistencia entre estas declaraciones y la reticencia a las renovables que demuestra la Junta en sus requerimientos recientes. Además, la Junta no tendría argumentos ante el bajísimo nivel de penetración renovable, que apenas alcanza el 12%. 

«La devaluación de las exportaciones solares en California y Hawai, lo cual, dicho sea de paso, destruyó la industria y miles de empleos en esos estados, de todos modos comenzó cuando allí habían alcanzado altísimas penetraciones de generación distribuida, pero en Puerto Rico recién estamos comenzando. Denos una oportunidad de crecer y mantener esta importantísima industria local», expresó Javier Rúa-Jovet, director de políticas públicas de SESA.

A aquel pedido se sumó el hacedor de la “Ley de Política Pública Energética de Puerto Rico” Ley Núm. 17 de 11 de abril de 2019, Eduardo Bhatia Gautier, exsenador por el Partido Popular Democrático y expresidente del Senado de Puerto Rico, quien además puso el acento en fomentar el diálogo con los tomadores de decisión durante este mes para no tomar medidas que vayan en detrimento de la generación distribuida renovable:

«Estén atentos, los próximos 30 días van a ser cruciales. Ayúdenos a abrir esas puertas para tener una conversación que nos asegure de extender el programa de medición neta que tenemos ahora».

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Sungrow proverá más de 500 MW solares en Centroamérica y el Caribe

De la mano de la energía solar, el sector energético renovable en los mercados de Centroamérica y el Caribe está aumentando de una manera vertiginosa y Sungrow es una de las empresas que está contribuyendo a este crecimiento con más de 500 MW de inversores comprometidos en cartera en plazas estratégicas de la región.

Uno de los principales países del Caribe donde este fabricante acumula una gran participación es República Dominicana, donde tiene contratos para suplir a unos 400 MW de capacidad fotovoltaica alrededor de la isla.

Pero aquello no sería todo. Este compromiso se extiende al territorio continental. Allí, Sungrow avanza a paso acelerado en mercados estratégicos de Centroamérica, como Panamá donde sumará en el orden de 120 MW y El Salvador con otros 60 MW.

Según comentó Gonzalo Feito, director para Latinoamérica de Sungrow, una particularidad ahora es el incremento del volumen de potencia y capacidad en proyectos fotovoltaicos así como la adición de almacenamiento energético en baterías para su integración a la red.

“Como fabricante, yo ya no concibo proyectos solares sin que se considere -si no es en un presente, para un futuro- una integración de sistemas de almacenamiento”, observó el directivo de Sungrow, la empresa que acumula un total de 2.4 GWh suministrados en almacenamiento en Latinoamérica.

Durante su participación en el último megaevento de Future Energy Summit (FES) en el Caribe, Gonzalo Feito destacó que una de las cosas que caracteriza a Sungrow es su versatilidad a nivel tecnológico.

“Nuestra evolución es tratar de hacer un híbrido entre ambas tecnologías string y central”, indicó.

Es así que, ahora mismo están trabajando con un inversor central que es modular, en bloques de un 1.1 MW que llegan hasta 8.8 MW con el sistema de media tensión integrado en un mismo contenedor.

Este producto se adaptaría muy bien a mercados como el dominicano, ya que viene perfectamente preparado para acoplar baterías en corriente continua en DC y se posiciona como una solución perfecta para el Energy Shifting.

En cuanto a la evolución de la tecnología de almacenamiento, Gonzalo Feito subrayó el compromiso de Sungrow con la optimización continua para reducir costos.

Es por ello que la empresa ha desarrollado soluciones que a la fecha duplican su densidad energética ampliando la capacidad de almacenamiento, por ejemplo en un contenedor de 20 pies pueden concentrar 5 MWh, algo ideal para entornos donde el espacio es limitado pero la demanda de energía es alta.

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Ricci: “Estamos a precios y desarrollos tecnológicos solares impensables hace unos años”

Solis, empresa de origen chino con 19 años de experiencia en la electrónica de potencia para el sector fotovoltaico, aportó su visión de futuro sobre la evolución  de los grandes proyectos, esquemas de generación distribuida y almacenamiento en Latinoamérica. 

Marco Ricci, LATAM sales manager de Solis, participó del mega evento Future Energy Summit Central America & The Caribbean e hizo foco en los retos y oportunidades que posee la región para lograr una mayor penetración de renovables en distintos segmentos de la economía. 

“La tecnología y la legislación de cada país van de la mano. Afortunadamente muchos países de Latinoamérica cuentan con una línea guía de reglas claras y simples. Por lo que una forma de tener incentivos es tener claramente el acceso a la energía renovable”, apuntó. 

“El problema no es el precio de la tecnología, sino la política que permite el desarrollo. Estamos a precios y desarrollos tecnológicos impensables hace unos años, ya que la electrónica de potencia se desarrolló exponencialmente en el último lustro, agregó durante el encuentro que reunió a más de 400 líderes de la industria renovable.

El especialista planteó que la generación distribuida con o la inserción de las renovables a gran escala pueden representar oportunidades para un mayor poder adquisitivo de los clientes finales, ya que dichas alternativas permitirían ahorros y un mayor crecimiento económico. 

“La regulación y reglamentación respecto al storage en utility scale es un desafío. En un mercado en desarrollo como es el almacenamiento, aunque avanza rápidamente, poder dejar el libre mercado y libre competencia siempre es una ventaja”, subrayó el LATAM sales manager de Solis.

Justamente, los sistemas BESS cada vez son más vistos en Latinoamérica, al punto que los países avanzan con regulaciones y normativas específicas y el sector privado poco a poco desarrolla más proyectos de esa índole, ya sea pilotos o hasta de gran escala. 

Desde Solis no son ajenos dicha tendencia, de tal modo que ya confirmaron que todos los productos que lanzarán a lo largo de los próximos años serán con almacenamiento, en pos de adaptarse a las necesidades de cada mercado 

“Estamos desarrollando muchas soluciones híbridas, tanto para bajo como alto voltaje, residencial, comercial – industrial y utility scale. Hay muchas soluciones a un precio más que razonable”, manifestó Marco Ricci, quien meses atrás anticipó que se observa un rol muy claro sobre el storage (ver nota)

“Además, esperamos que República Dominicana siga siendo un ejemplo en los próximos años y crezca del 5,7% de participación solar que tiene actualmente”, añadió en el evento Future Energy Summit Central America & The Caribbean.

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Seraphim busca aumentar su capacidad de producción anual a 33 GW

Por primera vez, Future Energy Summit (FES) llegó a México con un evento de alto nivel enfocado en promover el diálogo en torno a la transición energética con fuentes renovables.

Allí, más de 400 profesionales del sector público y privado debatieron sobre las últimas tendencias en energías renovables y la necesidad de diversificar la matriz energética en la región latinoamericana y en el mundo.

Uno de ellos fue Sergio Ramírez, Sales Support Manager de Seraphim, fabricante de módulos solares a nivel mundial, quien destacó su meta de aumentar su capacidad de producción anual de 20 GW a 33 GW en un futuro cercano. 

En línea con esos objetivos, ratificó su interés por seguir expandiéndose en México, un mercado colmado de expectativas debido a que el próximo 2 de junio se llevarán adelante elecciones presidenciales donde se definirá quien llevará adelante la agenda energética del próximo sexenio.

“México sigue aumentando la demanda de consumo eléctrico año tras año y ha tenido buenos resultados en los últimos años por el incremento de la generación distribuida.  Todo el tiempo se habla de que se podría lograr un boom de renovables con el nuevo gobierno que nos lleve al siguiente nivel”, explicó. 

Y agregó: “En Seraphim buscamos ir muy de la mano con el distribuidor, epecista y el cliente final para crear una cadena de valor sólida que le de certeza y confiabilidad al mercado de generación distribuida y utility scale. Si todos trabajamos en conjunto,  alineados con esta visión de crecer no solo para beneficiarnos como empresa sino también como país, podremos aprovechar este boom de la mejor manera”. 

Si bien admitió que los retos son desafiantes, Ramírez hizo hincapié en que todos los jugadores, tanto públicos como privados, se pongan de acuerdo en las reglas de juego de una manera ordenada. 

De acuerdo al experto, una medida fundamental es elevar el límite de potencia en generación distribuida según la demanda de cada zona, ya que podría ayudar a incrementar aún más las instalaciones de este segmento.

“El aumento del umbral de generación distribuida debe darse de forma planificada y debe ser acompañada de inversiones en infraestructura. Es importante sentar las bases de a dónde y cómo lo vamos a hacer”, señaló

Además, aseguró que el gobierno tiene que apoyar a los inversionistas con incentivos y financiación.

“Todos los sectores de la sociedad tenemos que ayudar a ser parte de la solución para aumentar esta capacidad. Ya tenemos todo para que los proyectos fotovoltaicos sean sustentables, seguros y den certeza a los que los están instalando. Solo debemos lograr que este aumento de generación distribuida sea más inmediato”, concluyó.

 

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INACAP y Conexión Kimal – Lo Aguirre firman acuerdo de colaboración para la transferencia de conocimiento

El pasado 9 de mayo se concretó la firma de un acuerdo de colaboración entre Conexión Kimal – Lo Aguirre, compañía a cargo del desarrollo, construcción y operación del proyecto de transmisión HVDC Kimal Lo Aguirre. e INACAP, institución destacada por estar muy conectada con las industrias, para entregar a sus alumnos mallas y contenidos de vanguardia, acordes a las nuevas tecnologías y a las necesidades de las empresas.

El acuerdo permite facilitar el acceso a información recíproca y da la posibilidad para que los profesionales, estudiantes y académicos de ambas instituciones puedan participar de actividades de formación y transferencia tecnológica.

Las instituciones esperan entregar más oportunidades a los estudiantes, pero también fomentar la investigación académica y el desarrollo de nuevos conocimientos en los desafíos de la incorporación a Chile de proyectos en corriente continua, la ingeniería de proyectos, la seguridad, redes inteligentes, entre otros.

Durante la actividad, realizada en la sede de INACAP en Renca, el rector Lucas Palacios, señaló que “esta alianza nos llena de motivación porque la energía es algo que trasciende mucho más allá del medio ambiente. Impacta a las comunidades, al día a día de millones de personas, a las políticas públicas, a la infraestructura y muchas cosas más. Es algo que debemos considerar de manera transversal en todas las carreras, en todos los aspectos de nuestras vidas y, sin duda, este acercamiento con Conexión Kimal – Lo Aguirre va a permitir que nuestros alumnos comprendan de mejor manera esa importancia. Y eso hará que sean técnicos y técnicos profesionales más destacados y con una formación más pertinente para cuando salgan al mundo laboral”.

A su vez, el gerente general de Conexión Kimal – Lo Aguirre, Sebastián Fernández, sostuvo que “con este convenio buscamos fomentar la colaboración e impulsar el conocimiento y la innovación en torno a la energía, permitiendo a los estudiantes acceder a instancias donde puedan compartir la experiencia de nuestro equipo de especialistas en el desarrollo, construcción y operación de uno de los proyectos más icónicos para el país en materia de transmisión y un paso decisivo en la transición energética”.

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ADELAT lanza estudio sobre los procesos de prórroga de concesiones de distribución eléctrica y analiza el caso brasileño

La Asociación de Distribuidoras Eléctricas Latinoamericanas publicó un nuevo DSO Brief “El proceso de prórroga de concesiones de distribución de energía eléctrica: análisis del caso brasileño desde la perspectiva de los países latinoamericanos”, que comprendió el trabajo y conversaciones conjuntas con expertos del sector en el marco de su objetivo institucional de generar conocimiento específico.

El foco del documento en Brasil se da a raíz de que, a partir de 2025, llegarán a término los contratos de 20 concesiones de distribución eléctrica, pertenecientes a empresas que fueron privatizadas después de 1995 y que hoy representan aproximadamente el 60% de clientes, del mercado y de los ingresos de las distribuidoras eléctricas del país. En este contexto, existe una previsión legal y contractual respecto a la posibilidad de prórroga de estos contratos, a criterio del Ministerio de Minas y Energía (MME), una vez verificado el cumplimiento del servicio adecuado.

Para contribuir al debate acerca del modelo a aplicar en el proceso de prórroga de las concesiones, este documento describe los modelos regulatorios existentes en Argentina, Chile, Colombia, Ecuador, Guatemala y Perú, como así también, en distintos países de Europa.

En los mercados de electricidad de América Latina existen coincidencias en relación con el modelo organizacional del sector eléctrico. En el caso de las actividades de distribución, desde la apertura a capitales privados en las décadas de 1980 y 1990, se han celebrado contratos para la explotación de concesiones en los que se consideraba la capacidad del agente privado para realizar inversiones, operar instalaciones y proporcionar servicios de calidad.

En varios países no adoptan un plazo para la prestación del servicio de distribución eléctrica (Chile, Colombia y Perú) o, cuando lo hacen, el período de vigencia es largo porque los precios están continuamente regulados y la calidad del servicio es permanentemente observada y evaluada (Argentina y Guatemala).

En el caso europeo, a pesar de que las disposiciones comunitarias no imponen la aplicación de un sistema de concesiones para el sistema de distribución ni la aplicación de procedimientos de licitación pública para su asignación, el modelo más extendido es el de concesiones/autorizaciones sin vencimiento o con opción de prórroga, en las que un DSO (Distribution System Operation, por sus siglas en inglés) tiene presencia en la mayor parte del territorio nacional.

En algunos países en los que los contratos tienen opción de prórroga, recientemente se han implementado condiciones asociadas con objetivos climáticos y de transición energética, con el objetivo de promover una transición más rápida, más local y más equitativa, y aumentar la resiliencia de la red eléctrica.

La actividad de distribución eléctrica se enfrenta al desafío de satisfacer la creciente electrificación y la incorporación de recursos energéticos distribuidos. Es por eso que la prórroga de las concesiones debe estar acompañada de inversiones en eficiencia energética y modernización de las redes de distribución.

Desde ADELAT estamos convencidos de que el diseño de los modelos contractuales debe promover la calidad en el suministro, la satisfacción del consumidor y el equilibrio económico-financiero, además de la flexibilidad necesaria para la evolución y adaptación a los desafíos de la transición energética.

Para descargar el documento, ingresa en: bit.ly/3JWxI5P o accede a su resumen ejecutivo: https://bit.ly/3UDJSWb

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Seremi de Energía destaca aprobación de Ley de Estabilización de Tarifas Eléctricas con mecanismo de reconocimiento de generación territorial

La Seremi de Energía de la Región de Valparaíso, Arife Mansur, informa sobre la reciente aprobación de la Ley de Estabilización de Tarifas Eléctricas, la cual incluye importantes iniciativas que beneficiarán a las familias y comunidades de nuestra región.

«Esta nueva ley representa un hito histórico, al establecer por primera vez en Chile un subsidio para las familias más vulnerables, así como también un mecanismo de reconocimiento de la generación de electricidad en nuestras comunas de Puchuncaví y Quintero», señaló la Seremi Mansur.

La nueva normativa contempla la creación de un subsidio que beneficiará a más de 1 millón de hogares  a nivel nacional(alrededor de 3 millones de personas) en situación de vulnerabilidad, cubriendo el costo de una canasta básica de electricidad. Este subsidio se aplicará directamente en la boleta de los clientes, brindando un alivio económico significativo a miles de familias en la región.

Por otro lado, en la sesión del viernes 3 de mayo, el Consejo de Ministros para la Sustentabilidad y el Cambio Climático determinó que las comunas en transición: Tocopilla, Mejillones, Huasco, Puchuncaví, Quintero y Coronel fuesen beneficiadas con una rebaja en las cuentas de electricidad, de acuerdo con esta Ley de Estabilización de las Tarifas Eléctricas. Esta medida busca apoyar a estas comunidades que han convivido con los impactos de la generación de electricidad, ofreciendo una rebaja de entre 20% y 30% en la cuenta final de los clientes regulados.

“Atendiendo a las sentidas demandas de las comunidades que han albergado centrales termoeléctricas en nuestra región, se ha logrado implementar este importante descuento en las cuentas de energía eléctrica de nuestros clientes regulados, el que entrará en vigencia durante el segundo semestre del año 2024” concluyó la Seremi Mansur.

Este beneficio se suma a rebajas tarifarias aprobadas con anterioridad y que reconocieron la generación local de electricidad, otorgando un descuento en la boleta de consumo, según la intensidad de su aporte eléctrico al Sistema Eléctrico Nacional.

Asimismo, la nueva Ley se hará cargo de mitigar las importantes alzas en las cuentas de electricidad proyectadas por la CNE para el segmento no protegido por el actual mecanismo MPC, que sin esta iniciativa se habrían incrementado en hasta 150%. Esta medida beneficiará principalmente a pymes, pequeños comercios de barrios y familias que comparten medidores.

Por último, se creará una mesa de trabajo para evaluar otras fuentes de financiamiento para aumentar el subsidio anual a familias vulnerables y analizar otras políticas para disminuir el alza de la tarifa eléctrica para los clientes regulados.

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MEGSA-ENARSA: subastas desiertas para comprar GNL regasificado a U$S 12,99 el MBTU

El Mercado Electrónico del Gas (MEGSA) realizó dos subastas a solicitud de ENARSA para ofrecer gas natural “en Firme”.

1- Una subasta estuvo dirigida a Distribuidoras para la adquisición de volúmenes de GNL regasificados en Escobar para abastecer a la demanda en el período 17 de mayo-31 de mayo.
El máximo volumen ofrecido en venta fue de 7.500.000 metros cúbicos día, a 12,99 dólares el millón de BTU. NO HUBO OFERTAS DE COMPRA (desierta).

2- Una segunda subasta de gas de Escobar (GNL regasificado) para Consumidores en General, y para cubrir la demanda de la segunda mitad de mayo.

El máximo volumen ofrecido en venta fue también de 7.500.000 m3/día, al mismo precio de U$S 12,99 el MBTU. NO HUBO OFERTAS DE COMPRA (desierta).

Ya en abril ocurrió un primer intento similar, que también resultó desierto de interesados.

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75º aniversario de la Cámara de la Industria Química y Petroquímica de Argentina

Un 12 de mayo de 1949 se marca un hito significativo en la historia de la industria química y petroquímica de Argentina, que, bajo la denominación “Cámara Gremial de la Industria Química” se constituye la asociación civil que agremió a los industriales de la rama química, en la actualidad la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®). La misma se fundó con el objetivo principal de constituir una asociación que agrupara a todas las empresas del sector químico y petroquímico que desarrollaban su actividad en esos años y con el fin de representarlas gremialmente velando por sus derechos e intereses.

A nivel regional, fue una de las primeras Cámaras del sector en conformarse ya que, en Chile, la Cámara colega se configuró en 1956, en México en 1959 y en Brasil en el año 1964. Su membresía activa en el Concejo Internacional de Asociaciones Químicas (ICCA) demuestra su compromiso, colaboración y búsqueda de progreso a nivel local y global de las iniciativas de la industria química, destacaron desde la Cámara.

Con motivo del 75º aniversario, el director ejecutivo de la CIQyP®, Jorge de Zavaleta, reflexionó que “la Cámara ha trabajado incansablemente, durante todos estos años, para promover el crecimiento y la competitividad del sector, representando los intereses de las empresas -grandes y Pymes- fomentando la innovación y la sostenibilidad en la industria”.

También que “a través de la colaboración con el gobierno, las instituciones académicas y otras organizaciones del sector, la CIQYP® ha desempeñado un papel clave en la formulación de políticas y estrategias que han impulsado el desarrollo de la industria química y petroquímica en todo el país”.

Desde la Cámara remarcaron que su objetivo de conformación sigue vigente y sus incumbencias se han ampliado buscando adaptarse a las nuevas necesidades de la industria; sus trabajos de diagnósticos, evaluaciones, recomendaciones y formulaciones de propuestas continúan generando aportes necesarios para el mejor desarrollo de la industria química en Argentina.

Estas actividades proporcionan la base fundamental para sustentar las actividades de representación de los intereses de la industria química que la CIQyP® realiza ante el Poder Ejecutivo y el Poder Legislativo, Sindicatos, Asociaciones Civiles y demás partes interesadas. La activa participación de los Socios de la CIQyP® en sus Comisiones, Programas y Grupos de Trabajo, permite mantener un flujo de información hacia las partes interesadas facilitando el intercambio de experiencias y mejores prácticas.

Actualidad del sector

La CIQyP® agrupa a más de 180 empresas que representan más del 80% del Producto Bruto Interno del sector químico y petroquímico. Además, en Argentina el sector exporta y aporta más de 4.000 millones de dólares en forma anual; si bien los flujos exportables son variables debido a la variabilidad de la oferta y demanda de estos a nivel global y disponibilidad de las materias primas influenciado por la estacionalidad.

A 75 años de la formación de la CIQyP®, la Industria Química y Petroquímica de Argentina produce más del 4,2% del Producto Bruto Industrial (PBI), representa el 12% de la Industria Manufacturera Local, emplea 70.000 personas en forma directa y más de 280.000 empleos indirectos en toda la cadena de valor y una inversión en activos de más de 18.000 millones de dólares. En este sentido, el sector químico y petroquímico de la Argentina se encuentra en el “TOP 2” de los más grandes de Sudamérica, después de Brasil.

La industria

La industria química y petroquímica desempeña un papel fundamental en la economía argentina, contribuyendo significativamente al desarrollo industrial, sustentable y tecnológico del país. Las contribuciones de la industria química y petroquímica se pueden entender por medio de la magnitud de impacto: más del 96% de los productos manufacturados tienen contacto con la química. A su vez, la petroquímica en el país desarrollada a partir de Gas Natural y Líquidos de Gas natural es muy competitiva y presenta excelentes perspectivas de crecimiento a partir de los Hidrocarburos No Convencionales de Vaca Muerta.

Se producen localmente todas las resinas plásticas de mayor uso en el mundo, con un alto desarrollo del sector de conversión y reciclado de plásticos. A su vez, el sector está representado en nuevos mercados como: fertilizantes, plásticos, químicos para minería (litio y cobre), materias primas renovables (etanol/biodiesel/aceite de soja / glicerina, entre otras).

El desarrollo de la Industria Química y Petroquímica en Argentina comenzó en la década del ’40 y ha sido fundamental para la economía del país.  Este proceso ha llevado a la creación de ocho polos de producción que se destacan a nivel país y los cuales han sido claves para el desarrollo económico y de otros sectores críticos para la economía nacional.

Jorge de Zavaleta

La entidad promueve el crecimiento y desarrollo sustentable del sector por medio de iniciativas de sus empresas socias, entre las que se pueden destacar grandes, medianas y pequeñas de capital internacional y nacionales. Además, tiene como asociadas a empresas dedicadas al transporte de productos químicos y empresas especializadas en el tratamiento de residuos peligrosos. 

Desafíos del sector:

·        Consolidación del Mercosur: (mercado estratégico para el sector).

·        Promoción de las exportaciones: reducción de retenciones, restablecimiento de reintegros.

·        Herramientas de defensa comercial efectivas para producciones “sensibles”: Antidumping y valores criterio de importación.

·        Facilitación del comercio entre socios del Mercosur.

·        Minería del Litio y Cobre – Oportunidades de Inversión.

·        Ley de promoción de la Industria Química –Petroquímica – Aplicar el Régimen RIGI.

·        Dar impulso a una política de estado que facilite la monetización de los recursos de Vaca Muerta, tomando al gas natural como un combustible de transición que impulse la economía y reduzca la huella de carbono.

·        En el ámbito ambiental, la economía circular orientada a la valorización del recurso, el proceso de mitigación y reducción de emisiones, la gestión integral de las sustancias químicas y el aporte al cumplimiento de los Convenio multilaterales ambientales (AMUMAs) firmados por Argentina son desafíos claves.

La Cámara al frente de la sustentabilidad del sector

En la Argentina, la CIQyP® administra el Programa de Cuidado Responsable de Medio Ambiente (PCRMA®), una iniciativa mundial del sector que está presente en más de 70 países de los cinco continentes y su propósito es administrar los riesgos a los que se encuentran expuestos los diferentes actores involucrados en el manejo de los productos químicos, buscando la mejora continua y la excelencia en su interacción con el medio ambiente, la salud ocupacional y la seguridad. En el año 2017, el PCRMA® cumplió 25 años de implementación y gestión en Argentina, marcando un hito para la región.

La industria química constituye uno de los pilares más importantes sobre los que se desenvuelve la vida cotidiana. Sus productos son indispensables para asegurar la disponibilidad, calidad y preservación de alimentos, medicamentos y productos para la salud, la limpieza y el cuidado personal, la vivienda, la vestimenta, la educación, el transporte, las comunicaciones, y en general para casi todos los productos y servicios característicos de la vida moderna. Esto permite aseverar, sin lugar a duda, que la vida moderna no sería concebible en su forma presente sin el concurso de la industria química y petroquímica.

El desarrollo de la industria química  en Argentina se remonta casi a 200 años atrás, siendo uno de los pilares de desarrollo industrial del país, cuyo punto de partida se puede referenciar a 1810 dónde, por narraciones históricas, se destaca el rol desempeñado por la Jabonería de Hipólito Vieytes (1762 – 1815) y Nicolas Rodriguez Pena (1715 – 1853), como lugar de reunión de los patriotas y cuna donde se gestó la Revolución de Mayo; lo cual constituye la primera y más ampliamente difundida referencia histórica de la industria química en Argentina.

Por todo esto, la celebración del 75° aniversario de la CIQyP® es una oportunidad para reflexionar sobre todos los desafíos que se tiene por delante; y para trazar un camino hacia un futuro más próspero y sostenible para la industria química y petroquímica en Argentina. Es una oportunidad para reconocer los logros alcanzados en el pasado, pero también para proyectar un futuro prometedor y sostenible para esta importante industria en el país, concluyeron desde la Cámara.

, Redaccion EconoJournal

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 75º Aniversario de la Cámara de la Industria Química y Petroquímica

El 12 de mayo de 1949 marca un hito significativo en la historia de la industria química y petroquímica de Argentina que, bajo la denominación “Cámara Gremial de la Industria Química”, se constituye la asociación civil que agremió a los industriales de la rama química, en la actualidad la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®). La entidad se fundó con el objetivo de constituir una asociación que agrupara a todas las empresas del sector químico y petroquímico que desarrollaban su actividad en esos años y con el fin de representarlas gremialmente velando por sus derechos e intereses.
 
A nivel regional, fue una de las primeras Cámaras del sector en conformarse ya que, en Chile, la cámara colega se configuró en 1956, en México en 1959 y en Brasil en el año 1964. Su membresía activa en el Concejo Internacional de Asociaciones Químicas (ICCA) demuestra su compromiso, colaboración y búsqueda de progreso a nivel local y global de las iniciativas de la industria química.
 
Con motivo de 75º aniversario, el director ejecutivo de la cámara, Jorge de Zavaleta, reflexionó: “la Cámara ha trabajado incansablemente, durante todos estos años, para promover el crecimiento y la competitividad del sector, representando los intereses de las empresas -grandes y Pymes- fomentando la innovación y la sostenibilidad en la industria. A través de la colaboración con el gobierno, las instituciones académicas y otras organizaciones del sector, la CIQYP® ha desempeñado un papel clave en la formulación de políticas y estrategias que han impulsado el desarrollo de la industria química y petroquímica en todo el país”.
 
Su objetivo de conformación sigue vigente y sus incumbencias se han ampliado buscando adaptarse a las nuevas necesidades de la industria; sus trabajos de diagnósticos, evaluaciones, recomendaciones y formulaciones de propuestas continúan generando aportes necesarios para el mejor desarrollo de la industria química en Argentina. Estas actividades proporcionan la base fundamental para sustentar las actividades de representación de los intereses de la industria química que la cámara realiza ante el Poder Ejecutivo y el Poder Legislativo, sindicatos, asociaciones civiles y demás partes interesadas. La activa participación de los socios de la cámara en sus comisiones, programas y grupos de trabajo, permite mantener un flujo de información hacia las partes interesadas facilitando el intercambio de experiencias y mejores prácticas.
 
ACTUALIDAD DEL SECTOR
 
La CIQyP® agrupa a más de 180 empresas que representan más del 80% del PBI del sector químico y petroquímico. Además, en Argentina el sector exporta y aporta más de 4.000 millones de dólares en forma anual; si bien los flujos exportables son variables debido a la variabilidad de la oferta y demanda de estos a nivel global y disponibilidad de las materias primas influenciado por la estacionalidad.
 
A 75 años de la formación de la CIQyP®, la industria química y petroquímica de argentina produce más del 4,2% del PBI, representa el 12% de la industria manufacturera local, emplea 70.000 personas en forma directa y más de 280.000 empleos indirectos en toda la cadena de valor y una inversión en activos de más de 18.000 millones de dólares. En este sentido, el sector químico y petroquímico de Argentina se encuentra en el “top2” de los más grandes de Sudamérica, después de Brasil.
 
La industria química y petroquímica desempeña un papel fundamental en la economía argentina, contribuyendo significativamente al desarrollo industrial, sustentable y tecnológico del país. Las contribuciones de la industria química y petroquímica se pueden entender por medio de la magnitud de impacto: más del 96% de los productos manufacturados tienen contacto con la química. A su vez, la petroquímica en el país desarrollada a partir de gas natural y líquidos de gas natural es muy competitiva y presenta excelentes perspectivas de crecimiento a partir de los hidrocarburos no convencionales de Vaca Muerta.
 
Se producen localmente todas las resinas plásticas de mayor uso en el mundo, con un alto desarrollo del sector de conversión y reciclado de plásticos. A su vez, el sector está representado en nuevos mercados como: fertilizantes, plásticos, químicos para minería (litio y cobre), materias primas renovables (etanol/biodiesel/aceite de soja / glicerina, entre otras).
 
El desarrollo de la industria química y petroquímica en Argentina comenzó en la década del ’40 y ha sido fundamental para la economía del país.  Este proceso ha llevado a la creación de ocho polos de producción que se destacan a nivel país y los cuales han sido claves para el desarrollo económico y de otros sectores críticos para la economía nacional.
 
La entidad promueve el crecimiento y desarrollo sustentable del sector por medio de iniciativas de sus empresas socias, entre las que se pueden destacar grandes, medianas y pequeñas de capital internacional y nacionales. Además, tiene como asociadas a empresas dedicadas al transporte de productos químicos y empresas especializadas en el tratamiento de residuos peligrosos. 
 
DESAFIOS

·        Consolidación del Mercosur: (mercado estratégico para el sector).
·        Promoción de las exportaciones: reducción de retenciones, restablecimiento de reintegros.
·        Herramientas de defensa comercial efectivas para producciones “sensibles”: Antidumping y valores criterio de importación.
·        Facilitación del comercio entre socios del Mercosur.
·        Minería del Litio y Cobre – Oportunidades de Inversión.
·        Ley de promoción de la Industria Química –Petroquímica – Aplicar el Régimen RIGI.
·        Dar impulso a una política de estado que facilite la monetización de los recursos de Vaca Muerta, tomando al gas natural como un combustible de transición que impulse la economía y reduzca la huella de carbono.
·        En el ámbito ambiental, la economía circular orientada a la valorización del recurso, el proceso de mitigación y reducción de emisiones, la gestión integral de las sustancias químicas y el aporte al cumplimiento de los Convenio multilaterales ambientales (AMUMAs) firmados por Argentina son desafíos claves.
 

LA CAMARA FRENTE A LA SUSTENTIBILIDAD

 En Argentina, la CIQyP® administra el Programa de Cuidado Responsable de Medio Ambiente (PCRMA®), una iniciativa mundial del sector que está presente en más de 70 países de los cinco continentes y su propósito es administrar los riesgos a los que se encuentran expuestos los diferentes actores involucrados en el manejo de los productos químicos, buscando la mejora continua y la excelencia en su interacción con el medio ambiente, la salud ocupacional y la seguridad. En el año 2017, el PCRMA® cumplió 25 años de implementación y gestión en Argentina, marcando un hito para la región.
 
La industria química constituye uno de los pilares más importantes sobre los que se desenvuelve la vida cotidiana. Sus productos son indispensables para asegurar la disponibilidad, calidad y preservación de alimentos, medicamentos y productos para la salud, la limpieza y el cuidado personal, la vivienda, la vestimenta, la educación, el transporte, las comunicaciones, y en general para casi todos los productos y servicios característicos de la vida moderna. Esto permite aseverar, sin lugar a duda, que la vida moderna no sería concebible en su forma presente sin el concurso de la industria química y petroquímica.
 
El desarrollo de la industria química  en Argentina se remonta casi a 200 años atrás, siendo uno de los pilares de desarrollo industrial del país, cuyo punto de partida se puede referenciar a 1810 dónde, por narraciones históricas, se destaca el rol desempeñado por la Jabonería de Hipólito Vieytes (1762 – 1815) y Nicolas Rodriguez Pena (1715 – 1853), como lugar de reunión de los patriotas y cuna donde se gestó la Revolución de Mayo; lo cual constituye la primera y más ampliamente difundida referencia histórica de la industria química en Argentina.
 

Por todo esto, la celebración del 75° aniversario de la CIQyP® es una oportunidad para reflexionar sobre todos los desafíos que se tiene por delante; y para trazar un camino hacia un futuro más próspero y sostenible para la industria química y petroquímica en Argentina. Es una oportunidad para reconocer los logros alcanzados en el pasado, pero también para proyectar un futuro prometedor y sostenible para esta importante industria en el país.
 

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YPF: Marín consideró que “sin el RIGI no hay LNG en la Argentina”

Horacio Marin, presidente de YPF abogó por la aprobación del Regimen de Incentivos a las Grandes Inversiones (RIGI) que impulsa el gobierno de Javier Milei, y consideró que “sin el RIGI no hay LNG en la Argentina”.

“Es un proyecto de alrededor de 50 mil millones de dólares” señaló en referencia a un acuerdo entre YPF y Petronas para el desarrollo de una planta para procesar gas natural de Vaca Muerta y su conversión en Gas Natural Licuado, prioritariamente con vistas a la exportación.

Dicho acuerdo fue firmado durante el gobierno anterior, en tiempos en los que no se conocía ningún proyecto RIGI, aunque si se trabajó en la elaboración de un proyecto de ley específico para la producción de GNL, que no llegó a discutirse en el Parlamento nacional.

Marín sostuvo en declaraciones periodísticas que “para que el proyecto se pueda desarrollar hay que lograr que sea rentable a bajo precio, seguridad jurídica, y todo lo que tiene el RIGI”, un proyecto que integra la ahora denominada “Ley Bases”, muy cuestionada en diversos aspectos en el Senado de la Nación.

En un proyecto anterior de la Administración Milei (frustrado en el Congreso) se planteaba la privatización del 51 % del capital accionario que detentan el Estado nacional y las provincias productoras de hidrocarburos. En el nuevo texto de ley proyectado esta empresa y otras fueron excluídas de la lista de privatizables, al menos por ahora.

Marín (de extensa trayectoria en Tecpetrol-Techint) viajó a los EE.UU. para reunirse con potenciales inversores. “Vine a Nueva York a explicar el 4×4 y vamos a tener reuniones con más de 100 inversores” destacó, en alusión al plan diseñado y activado para la reestructuración del modelo empresario de YPF, que prioriza las inversiones en el No Convencional de Vaca Muerta y relega su actividad en los yacimientos convencionales maduros cediendo medio centenar de áreas (Proyecto Andes).

Marín hizo hincapié en que “el proyecto Argentina GNL es el proyecto más grande de la industria argentina”, y afirmó que “sin RIGI no se va a exportar (por) 30 mil millones de dólares”.

“El GNL tiene que ser una política de Estado” reiteró el directivo, ligando este concepto con el RIGI, un régimen de promoción fiscal y legal de amplio espectro con vigencia inicial por treinta años, que también es cuestionado por diversos sectores de la industria instalada en el país.

Marín insistió con que “hay que avanzar con este proyecto (RIGI) porque va a ser muy difícil conseguir capital. Las empresas locales no tenemos 50.000 millones de dólares para financiar el proyecto. Necesitamos que vengan capitales”.

En este orden, sostuvo que “Vaca Muerta (Neuquén) es la Texas Latinoamericana. En dos meses, vamos a saber si Palermo Aike (Santa Cruz) es realmente el segundo shale del país. Y también tenemos el offshore”.

“Es muy promisorio el panorama de energía. Hay que impulsar su desarrollo porque sin inversión es imposible desarrollarlo”, reiteró Marín.

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QatarEnergy amplía su presencia en Egipto

Qatar Energy adquiere una participación del 40% de la exploración en dos bloques de gas frente a la costa mediterránea de Egipto.

El acuerdo se firmó con ExxonMobil, la operadora que trabaja en la exploración de esos dos bloques.

El acuerdo, que aún no está firme, concede a la empresa catarí una participación del 40 % en cada uno de los acuerdos de concesión offshore ‘El Cairo’ y ‘Masry’, mientras que ExxonMobil conservará el 60% restante de participación activa.

El ministro de Energía catarí, Saad al Kaabi, asegura que esta operación “amplía la presencia de Qatar Energy en Egipto y extiende nuestro ambicioso programa de exploración en el país”.
“Esperamos trabajar con nuestro valioso socio estratégico a largo plazo, ExxonMobil, así como con (la gubernamental) Holding de Gas Natural de Egipto (EGAS) y el Ministerio egipcio de Petróleo y Recursos Minerales, en esta región prometedora y prospectiva”, ha agregado.

Los bloques de exploración “El Cairo” y “Masry” fueron adjudicados por el Gobierno egipcio a ExxonMobil en enero de 2023 y cubren un área de aproximadamente de 11.400 kilómetros cuadrados en aguas cuyas profundidad se calcula en 2.000 a 3.000 metros.

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En Houston, Vaca Muerta impulsó a empresas argentinas

Concluyó con éxito en la Conferencia de Tecnología Offshore en Houston en 2024. Hubo un historial de negociación. El motor que aporta hoy más de la mitad del gas y petróleo del país es la formación Vaca Muerta, pero en la feria también fue el hilo conductor de las ventas y las compras de las compañías nacionales. Allí, la empresa argentina TBSA – Toro Brokers inauguró Añelo Ciudad Central, un desarrollo urbano crucial para Neuquén. Vaca Muerta fue la clave en la mayoría de las negociaciones enfrentadas entre el 6 y 9 de mayo, en la feria mundial más grande […]

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YPF avanza en un proyecto de oleoducto de US$ 2.500 millones tras obtener la aprobación ambiental

Las exportaciones de petróleo son una forma más rápida de generar los miles de millones de dólares al año que Argentina requiere para ayudar a recuperar su economía en dificultades. La petrolera argentina estatal YPF SA avanza con sus planes para construir un oleoducto valuado en US$2.500 millones a través del país que es clave para desbloquear las exportaciones de crudo de la vasta zona de esquisto de Vaca Muerta, en la Patagonia. YPF, la mayor productora de petróleo y gas del país, recibió recientemente la autorización ambiental para el llamado oleoducto Vaca Muerta Sur y busca ofertas de contratistas […]

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Horacio Marín: “Sin el RIGI no hay construcción de la planta de LNG en la Argentina”

El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, afirmó que el Régimen de Incentivos para las Grandes Inversiones (RIGI) que está dentro del proyecto del Ley Basestiene que aprobarse” en el Senado para que pueda avanzar el megaproyecto para construir una planta de Gas Natural Licuado (LNG, por sus siglas en inglés). La empresa con mayoría accionaria estatal YPF y la compañía malaya Petronas tienen en carpeta construir la planta de GNL en la provincia de Río Negro. La iniciativa permitiría que la Argentina comience a exportar por barco el gas no convencional que se produce en Vaca Muerta.

El proyecto Argentina GNL es el más grande de infraestructura y producción de la industria argentina”, sostuvo el ejecutivo en una entrevista en Radio Mitre este lunes. Permitiría que el país ingrese al selecto grupo de países exportadores de GNL. Y advirtió también que “sin RIGI no vamos a exportar 30.000 millones de dólares por año entre toda la industria” y aclaró que YPF podría alcanzar el 40% de esas exportaciones.

Además, remarcó que “es un proyecto de alrededor de 50.000 millones de dólares. Para lograr que se pueda desarrollar este proyecto, hay que lograr que sea rentable a bajo precio, seguridad jurídica y todo lo que tiene el RIGI”, expresó Marín, que se encuentra en la ciudad de Nueva York donde le contará el Plan 4×4 de YPF a más de 100 inversores. “El GNL tiene que ser una política de estado”, continuó.

Ocho Fortín de Piedra

También destacó que para alcanzar la producción que demandará el proyecto de GNL de YPF y Petronas “se necesita de ocho Fortín de Piedra produciendo en simultaneo”, en referencia al área de shale gas de Tecpetrol -que tuvo a Horacio Marín a cargo- que es la de mayor producción de Vaca Muerta.

En este sentido, el ejecutivo advirtió que “uno de los problemas que podemos tener es conseguir la mano de obra que se requiere”, ya que el proyecto para exportar GNL va desde el aumento de la producción de gas en los yacimientos, el transporte a partir de la construcción de tres gasoductos similares el Néstor Kirchner hasta la planta de licuefacción.

Para desarrollar Fortín de Piedra necesitamos más de 1.000 pymes, imaginemos lo que vamos a necesitar si el proyecto de GNL necesita ocho Fortín de Piedra. Cuando se discute que (con el RIGI) las pymes no van a tener trabajo, con la planta de GNL va a explotar de trabajo. Esto es extraordinario”, añadió.

“Hay que avanzar con este proyecto porque va a ser muy difícil conseguir capital. Las empresas locales no tenemos 50.000 millones de dólares para financiar el proyecto. Necesitamos que vengan capitales”, subrayó Marín.

Juicio a YPF

Marín prefirió no dar declaraciones sobre el juicio por la expropiación de YPF de 2012 que se desarrolla en Nueva York. “YPF es una Sociedad Anónima y ya fuimos excluidos del juicio. Por eso como compañía no opinamos sobre el tema”. Pero agregó que “como argentino, pienso que es de muy difícil implementación la cesión de acciones”.

Vaca Muerta

El CEO y presidente de YPF también afirmó que “Vaca Muerta es la Texas Latinoamericana. En dos meses, vamos a saber si Palermo Aike es realmente el segundo shale del país. Y también tenemos el offshore”.

“Es muy promisorio el panorama de energía. Hay que impulsar su desarrollo porque sin inversión es imposible desarrollarlo. La energía tiene todo para que la Argentina tenga menos pobreza. Puede ser otro campo”, concluyó.

Acuerdo con Petronas

En septiembre de 2022, YPF y Petronas firmaron un Joint Study and Development Agreement, un acuerdo para avanzar en los estudios de factibilidad para construir una planta onshore de GNL con el objetivo de exportar por barco el gas natural de Vaca Muerta. El proyecto requiere una primera inversión de US$ 10.000 millones para alcanzar una producción de 5 millones de toneladas de GNL por año. La planta podría comenzar a operar en 2030 o 2031, según los planes de las compañías.

La iniciativa permite aumentar la inversión hasta los US$ 30.000 millones para escalar la producción de GNL en volúmenes superiores a los 25 millones de toneladas anuales. Hace un mes lanzaron una licitación para la ingeniería de las unidades flotantes de licuefacción. Como primer paso para exportar GNL, YPF y Petronas prevén comenzar a exportar gas de Vaca Muerta a través de barcos a partir de 2026 con la instalación de una plataforma marítima de licuefacción.

, Redaccion EconoJournal

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CEOs de empresas de hidrocarburos exigen el RIGI para desarrollar Vaca Muerta

Empresarios líderes de la industria destacaron la oportunidad que tiene la Argentina como exportador de energía y la necesidad que haya un marco jurídico lega para alentar las inversiones. Con una convocatoria de alto nivel y la presencia de los principales jugadores del sector, se celebró el VI FORUM NACIONAL de ENERGIA, organizado por LIDE Argentina. Allí, los oradores resaltaron la potencia que tiene el país de aumentar la producción y exportación energética con un mayor desarrollo de Vaca Muerta y otras fuentes de energía. En las palabras de apertura, Rodolfo de Felipe, presidente de LIDE Argentina, y Martín Genesio, […]

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Vaca Muerta: ya genera 50% de la energía de la Argentina y va camino a ser la próxima soja

De la formación neuquina hoy se extrae 52% del petróleo y 46% del gas que se consume en el país. Hacia 2030 podría exportar US$ 30.000 millones por año. La producción de petróleo y gas natural en la Argentina está en el mejor momento de los últimos 20 años, gracias al desarrollo de Vaca Muerta. Luego de un pico histórico en el petróleo en 1998 y en gas en 2004, la producción petrolera tuvo un fuerte declino que lo llevó al mínimo en 40 años en 2017 (con excepción de la pandemia en 2020), para después tener un fuerte repunte […]

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Comienza a producir el yacimiento de litio más grande del mundo

Centenario Ratones tiene proyecciones de reservas estimadas por 40 años, equivalentes a 24 mil toneladas de carbonato de litio anuales. “El yacimiento de Centenario es excepcional. El desempeño operativo y ambiental previsto sitúa a este proyecto entre los mejores productores de la industria del litio. De hecho, la planta piloto instalada en 2020 permitió alcanzar un rendimiento de extracción directa del 90% de carbonato de litio, el más eficiente de toda la industria”, así comienza la descripción que la minera francesa Eramet hace del proyecto salteño. No sorprenden las palabras grandilocuentes sobre Centenario Ratones, que entrará en producción en julio […]

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La geopolítica detrás del transporte petrolero

La forma en la que los hidrocarburos transitan la geografía conlleva consecuencias políticas más importantes que la extracción o el refinamiento. El transporte de petróleo es un componente crítico en la cadena global de suministro de energía y está determinado por la viscosidad del crudo, la ubicación geográfica, la infraestructura disponible y, sobre todo, por cuestiones geopolíticas. Hay dos grandes alternativas y cada una tiene sus implicancias: 1. Oleoductos: son ideales para el transporte continuo de grandes volúmenes petroleros. Son efectivos en términos de costos, especialmente cuando el petróleo se transporta a grandes distancias terrestres. Sin embargo, su construcción y […]

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Ley Bases: en la recta final de cara a la votación en el Senado, Vidal recurre a la Justicia para frenar la suba de las tarifas de gas en Santa Cruz

El Fiscal de Estado de la Provincia de Santa Cruz, Ramiro Castillo, solicitó un amparo para que se frene el aumento de las tarifas de gas natural en esa provincia. Pese a que el ajuste rige desde principios de abril, la presentación se realiza justo en el momento en el que el gobernador Claudio Vidal negocia con el gobierno nacional el apoyo al proyecto de Ley Bases a cambio de una serie de concesiones para una jurisdicción que está siendo golpeada no solo por la suba de las tarifas sino también por el freno en la construcción de las represas, la salida de YPF de la provincia y el intento de privatización de Yacimientos Carboníferos Río Turbio.

Fuentes que siguen de cerca las conversaciones entre Vidal y el gobierno nacional aseguraron a EconoJournal que la negociación para que los dos senadores que responden al gobernador voten la ley está empantanada. En ese contexto, la solicitud de un pedido de amparo para frenar los aumentos, que llega luego de que el ministro de Economía Luis Caputo dejara en suspenso la aplicación de los incrementos adicionales previstos a partir de mayo, pareciera una jugada destinada a redoblar la presentación en la recta final previa a la votación en el Congreso.

El fiscal Castillo, quien realizó la presentación junto a tres usuarios del servicio de gas natural de la provincia, pidió que se declare la inconstitucionalidad, nulidad e inaplicabilidad en Santa Cruz de la resolución 41/24 de la Secretaría de Energía que fijó los nuevos precios del gas natural en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST) y de la resolución 122/2024 de Enargas que incluye los nuevos cuadros tarifarios para la provincia.

Claudio Vidal, gobernador de Santa Cruz.

Qué dice la presentación

La Fiscalía justificó su intervención en el artículo 125 de la Constitución Provincial que pone a su cargo la defensa del patrimonio provincial y la reconoce como parte necesaria y legítima en todo proceso en que se controviertan intereses de Santa Cruz.

En el pedido de amparo se recuerda además que la ley provincial 3849 declaró la Emergencia Energética en todo el territorio provincial hasta el 31 de diciembre de 2024, por entender que “el gas y la electricidad son servicios esenciales debido a las bajas temperaturas y condiciones climáticas extremas de nuestra provincia”. El artículo 2 de esa norma autoriza al Poder Ejecutivo a arbitrar todas las medidas administrativas y legales necesarias para evitar aumentos desmedidos en las tarifas de los servicios públicos de gas y electricidad, mientras que el artículo 3 le encomienda proteger a los ciudadanos de Santa Cruz de aumentos injustificados y desproporcionados de los servicios públicos, garantizando así su acceso a la energía a un precio justo y razonable.

En la presentación se remarca también que el Estado Provincial es usuario del servicio en escuelas, hospitales, comisarías, cuarteles de bomberos, CICs, y demás oficinas y entes estatales. “En todos o la mayoría de estos organismos y dependencias el gas natural es fundamental para el desarrollo de las actividades esenciales allí desarrolladas. Pensemos, por ejemplo, en un quirófano en el que los médicos deban operar de urgencia a un paciente sin calefacción en pleno invierno. O en una escuela en la que los niños, niñas y adolescentes deban concurrir a clase en esas condiciones”, remarca el texto.

Lo que se remarca en el pedido es que las resoluciones cuestionadas “introducen incrementos arbitrarios e injustificados del precio del gas en el PIST que se traslada a la tarifa del precio del gas por redes, así como de los cargos fijos y variables de la tarifa de distribución”. De hecho, en el texto se subraya que los aumentos llegan en algunos casos al 5500%.

Precios del gas en el PIST

La resolución 41/2024 es cuestionada por elimina el precio diferenciado para la zona patagónica. Antes de la sanción de esa norma el precio del gas en el PIST para Santa Cruz era un 50% menor al precio que pagaban los usuarios de la Ciudad de Buenos Aires, pero en la presentación se remarca que ahora es solo un 3% menor cuando la Patagonia es productora de hidrocarburos y además sufre temperaturas extremas durante el invierno.

“La resolución 41/2024 no contiene fundamentos ni explicaciones respecto de esta cuestión, lo que le agrega un vicio de carencia de causa y de fundamentación que aportan más argumentos a su invalidez”, agrega el texto.

También se cuestiona la resolución 41/2024 porque indexa las tarifas de gas al tipo de cambio, relegando servicios públicos esenciales a la política cambiaria. “Es una decisión insostenible en el tiempo, porque, incluso si las tarifas pudieran pagarse hoy (lo que está seriamente en duda para la mayoría de los usuarios residenciales), un salto abrupto del tipo del cambio como los que son moneda corriente en nuestra economía implicaría el aumento automático e inmediato de la factura incluso en pleno período invernal, con el riesgo consiguiente de acceso al servicio”, dice el texto.  

Contra la suba de los cargos fijos

La Fiscalía cuestiona también los nuevos cuadros tarifarios que incluyen fuertes subas de los cargos fijos de distribución. “El ítem que mayor aumento recibe con esta resolución son los cargos fijos, con variaciones de hasta 5.579%. Por otro lado, las tasas por trabajos de habilitaciones y conexiones aumentaron un 788%”, denuncia el texto. También cuestionan que el cargo fijo ahora se cobre de manera completo de manera mensual cuando antes se lo facturaba por bimestre.

Aumenta también la incidencia del cargo fijo en el peso proporcional de la factura, debido a la eliminación de hecho del “valor agregado de distribución” (VAD). El VAD es un porcentaje sobre el precio del gas que cobraba la distribuidora y según el cual, a más gas vendido, mayores eran los ingresos por este rubro. De ahí el componente estacional del VAD, que se sustituye con el incremento del cargo fijo”, remarca el texto. Luego agrega que “se trata de una decisión que, en vez de focalizarse en los intereses de los usuarios, atiende exclusivamente a los de las distribuidoras, pues se disminuye la importancia de la estacionalidad en sus ingresos, a costa de un mayor sacrificio de los usuarios”.

Por último, en la presentación se remarca que este fuerte ajuste tanto del precio del gas en el PIST como de las tarifas finales de distribución contradicen las recomendaciones que realizó la Corte Suprema de Justicia en el fallo CEPIS de 2016 cuando expresó que resultaba conveniente “fijar los criterios rectores con relación a la razonabilidad de la política tarifaria a adoptarse respecto a servicios públicos esenciales, con la expectativa de que sean asumidos en el futuro para casos similares”.

, Redaccion EconoJournal

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Sugieren incorporar conocimientos sobre hidrocarburos y medio ambiente como modo de instrucción en el sistema educativo

El proyecto propone modificar la ley orgánica de educación para incluir los nuevos contenidos curriculares de energía interdisciplinarios requeridos. Presentaron una propuesta para modificar la Ley Orgánica de Educación a fin de incluir el conocimiento de los hidrocarburos, la energía y el medio ambiente como un requisito curricular y modo de enseñanza transversal. Ana Graciela Corrales, la madre de la fundación «Tiempo de Niños», ha presentado una iniciativa específica. La autora reitera que la provincia, debido a su riqueza en recursos naturales, necesita una formación específica para mantener la preservación energética y la preservación y cuidado del medio ambiente. De […]

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Energías renovables: Italia prohíbe la instalación de paneles solares en los campos

Los agricultores pidieron durante mucho tiempo que se limitara el número de paneles porque los consideraban incompatibles con los cultivos. El hidrógeno blanco se plantea como un potencial puente energético entre Argentina e Italia. Los objetivos del Gobierno de instalar unos 38 GW mediante plantas fotovoltaicas en 2030 no se pondrían en peligro por las recientes restricciones. Según lo declarado por los ministros, la coalición italiana de derechos aprobó regulaciones que prohíben la instalación de paneles solares en tierras agrícolas, una medida que enfureció a los críticos que creían que socavaría los objetivos de descarbonización de Roma. La nueva normativa, […]

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Ziliotto creó la Mesa de Trabajo para la concesión del área hidrocarburífera «El Medanito»

Se conforma con 13 representantes del Poder Ejecutivo, el Poder Legislativo, la localidad de 25 de Mayo y la empresa Pampetrol. Su integración fue anunciada por el mandatario pampeano en la apertura del año legislativo, oportunidad en la que ratificó que los recursos que la Provincia obtenga de la producción de hidrocarburos se destinarán a “avanzar en la transición de las energías tradicionales a las renovables”. El gobernador de La Pampa, Sergio Ziliotto creó la Mesa de Trabajo para el análisis de la situación del área denominada «El Medanito», con el objetivo de diseñar una propuesta de pliego que contenga […]

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Petróleo y Gas: apoyo, financiamiento y capacitación a más de 40 productores y emprendedores en Rincón de los Sauces

En la zona se realizó una jornada de trabajo en la que se presentaron diversos instrumentos de medición de petróleo y gas, así como programas de capacitación para emprendedores. El gobierno provincial brindó a Rincón de los Sauces una variedad de herramientas, como capacitaciones para emprendedores, instrumentos de financiación y leyes provinciales de apoyo a la cadena de valor hidrocarburífera. El Centro PyME-ADENEU, un organismo subordinado a la Secretaría de Producción e Industria, llevó a cabo las actividades con el apoyo de la Cámara de Comercio y el municipio local. Juan Peláez, secretario de producción e industria y titular del […]

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CFE identifica la necesidad de sumar 35 GW renovables al 2037: ¿Qué está haciendo para cubrir la demanda eléctrica hoy?

“En México, se necesitan más renovables para poder alcanzar el porcentaje de energías limpias establecido para el 2030 en el 40% de la matriz energética”, introdujo Jorge Musalem, gerente de Proyectos Estratégicos de la Comisión Federal de Electricidad (CFE)

Durante su participación en el evento de Future Energy Summit Mexico (FES Mexico), el portavoz de la CFE compartió su análisis sobre cuánta capacidad instalada sería necesaria adicionar, cómo hacerlo a largo plazo y qué ya está haciendo la empresa estatal hoy para cubrir la creciente demanda eléctrica. 

“Si ustedes miran los números que están en la planeación del sector, ya sea en la prospectiva del sector eléctrico que acaba de publicarse hace un par de semanas o en el PRODESEN 2023-2037, ustedes pueden ver una cifra contundente que el programa de adiciones y retiros de centrales eléctricas en México requerirá 65000 MW de aquí al 2037 de todas las tecnologías”, sostuvo Musalem

Y subrayó: “En particular, para alcanzar la meta del 40% de energías limpias para el 2030, necesitaríamos agregar en energía o inyectar al sistema 73 GWh, algo así como 35000 millones de inversiones en renovables, 35000 MW en capacidad, más las inversiones de transmisión asociadas y almacenamiento para poder admitir eso”.

A tan solo un mes de FES Mexico y en el contexto actual, con el país en una emergencia eléctrica, estas declaraciones adquieren un peso mayor por la urgencia de sortear el déficit de potencia y energía, así como de fortalecer las redes de transmisión y distribución eléctrica. 

Gremios del sector privado como la Asociación Mexicana de Energía Eólica (AMDEE) se pronunciaron la semana pasada al respecto postulando lo prioritario que resulta la apertura y fomento de inversiones en el sector. 

«Para atender esta situación, consideramos que es imperativo permitir la apertura del mercado eléctrico para la participación del sector privado en la generación, transmisión y distribución de energía, principalmente generada a través de fuentes renovables. Así mismo, es necesario reactivar las inversiones para modernizar la infraestructura, en particular, las líneas de transmisión, y garantizar un sistema eléctrico confiable y sostenible que atienda de manera eficiente la demanda energética del país”, reza el último comunicado de la AMDEE

Sobre este tema, también había compartido su parecer el referente de proyectos estratégicos de la empresa estatal, observando que en estas instancias el almacenamiento llegaría para sortear las demoras en la expansión del parque de generación e infraestructura de red. 

“El almacenamiento resulta ser una aspirina que podría aliviar este problema”, consideró.

¿Qué está haciendo la CFE hoy para cubrir la demanda eléctrica? Recientemente se publicó una convocatoria para poder adquirir 800 MWh de almacenamiento en la Península de Yucatán, pero de acuerdo con el referente de la estatal “desafortunadamente fue declarada desierta porque lo que se presentó no cumplió con las expectativas de la convocatoria de CFE”. 

En paralelo, la CFE vendría desarrollando una cartera de proyectos propia “para poder atacar fuertemente las energías renovables”. No obstante, en atención a la época electoral Musalem marcó que para su ejecución estarán “expectantes de la política pública que implemente la siguiente administración”.  

Ahora bien, ante un auditorio con 400 profesionales del sector en FES Mexico el pasado mes, Musalem reconoció que “indudablemente para alcanzar las metas que tenemos de energías limpias y de reducción de emisiones es necesario por supuesto todo lo que han dicho a lo largo del día sobre la transmisión y el desarrollo de proyectos de Gran escala que combinen el almacenamiento con energía renovables y que puedan estar cerca de los centros donde más se requiere la energía”. 

Es por ello que apostar a la generación distribuida sería crucial. De acuerdo con los pronósticos de aumento de este segmento del mercado, la CFE calcula que en los próximos seis años habría un crecimiento interanual en el orden de 1 GW, considerando una mínima de 800 MW y una máxima de unos 1300 MW. 

“En épocas de alta demanda, esos recursos energéticos distribuidos serían invaluables para el sector eléctrico porque no implican una inversión pública por parte de CFE”, adujo Jorge Musalem, gerente de Proyectos Estratégicos de la CFE.  

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Radiografía de la energía solar: Colombia registra en abril 1773 MW fotovoltaicos

En un país como Colombia donde la matriz es principalmente hidroeléctrica el fenómeno de El Niño complica ampliamente el suministro eléctrico.

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

En este contexto de crisis climática, las inversiones fotovoltaicas en Colombia cobran protagonismo y se han puesto en el centro de la escena para hacer frente al déficit energético del país. Por ello, XM, operador del Sistema Interconectado y el administrador del Mercado de Energía Mayorista de Colombia, comparte el listado de proyectos fotovoltaicas que se encuentran tanto en operación como en periodo de pruebas actualmente en el país.

«Hay 85 recursos de generación solar en Colombia que en abril del 2024 suman 1773.29 MW en capacidad neta, incluyendo granjas en operación (745.62 MW) y en pruebas (1027.67 MW), lo que corresponde al 8% de la capacidad total de generación del país«, explican.

Tras conocerse esos números, el experto del sector Yamil Zarur publicó en sus redes sociales el siguiente gráfico que registra una radiografía de la energía solar en Colombia.

Tal como se ve en la imagen, algunos de estos proyectos son: Caracolí I de Canadian Solar (50 MW); El Encanto de Ener+ (0.99MW); La Nenera de Erco (0.98 MW); San Pedro de Nitro (1 MW); Sincé de Celsia (18.5MW); La Sierpe y La Tolua de Atlantica (19.9 MW cada uno); La Unión de Solarpack (100 MW); Planeta Rica (19.9 MW) y Montelibano (9.9 MW) de Celsia; Aurora (9.9MW) y Alejandria (9.4 MW) de Green Yellow; Petalo Cordoba II de BCCY (9.9MW), Tierra Linda de Atlantica (9.9 MW); Pintuco (1.41 MW) y Ci Jeans (1.39 MW) de Erco; Portón del Sol de Enerfín (102 MW); Tepui (83 MW) de EMP; Belmonte (5.06 MW); Numbana (9.9MW) y Gumo (9.9 MW) de Erco.

De acuerdo a estos datos, la mayoría de los proyectos están a cargo de Celsia, empresa de energía de Grupo Argos. En efecto, la compañía destacó los siguientes proyectos, en un comunicado donde muestra resultados financieros del primer trimestre:

C2 Energía (granjas solares mayores a 8 MWp en alianza con Cubico Investments): 17 granjas en operación, con una capacidad de 300 MW. Esta plataforma tiene otros 308 MWp en construcción y en fase de desarrollo otros 522 MWp.
Laurel (granjas solares menores a 8 MWp en alianza con Bancolombia): 90 sistemas fotovoltaicos que suman una capacidad instalada de 34 MW y una generación acumulada en el 2024 de 10,13 GWh.

Además, según mencionó el experto del sector Sergio Cabrales, adicionalmente, se cuenta con 455 plantas AGPE (Autogeneración a Pequeña Escala) que suman 34.35 MW.

En tanto al  ranking de la capacidad porcentual por departamento, la región del Atlántico lidera con el 26%, precedido por Cesar (17%), Córdoba (10%) y Caldas (10%). Luego le siguen: Meta (8%), Tolima (8%), Magdalena (7%), Valle (6%), Sucre (3%), Norte de Santander (3%), Bolívar (1%) y Cundinamarca (1%).

Todos estos números demuestras el gran potencial fotovoltaico que existe en la región y la necesidad por acelerar la entrada en operación de los 1027.67 MW que se encuentran en período de pruebas. 

Si bien XM estima que estos últimos comiencen a funcionar entre el 2024 y el 2025, muchos de estos desarrollos vienen demorados desde hace años, lo cual genera incertidumbre en el sector.

El trabajo articulado entre el sector público y privado para la agilización de los trámites y la permisología se vuelve fundamental para dar luz verde a toda esta generación renovable en pos de diversificar la matriz energética colombiana.

 

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Astronergy: “Estamos llegando al módulo ideal en dimensiones para el segmento de gran escala”

Astronergy, compañía fabricante de módulos fotovoltaicos pionera en tecnología N-Type, acompañó el evento Future Energy Summit Central America & The Caribbean, que reunió a más de 400 referentes de la industria de las renovables de la región. 

Juan Camilo Navarrete, director regional de Ventas para Sudamérica de Astronergy, participó del último panel de debate de la primera jornada del evento y analizó cómo la compañía trabaja en mejorar las soluciones que brindan para el sector fotovoltaico. 

Una de las claves a las que apuntó fue la importancia de cómo los módulos se compatibilizan respecto a corrientes y voltajes con los demás equipos, en pos de encontrar un índice específico de cada proyecto y llegar a un costo nivelado de la energía (LCOE) más competitivo. 

Por lo que confió que las soluciones recientemente lanzadas por parte de Astronergy les permite tener mayor calidad, desempeño y eficiencia en un mismo tamaño de panel que el de sus predecesores. 

Estamos llegando al módulo ideal en dimensiones para el segmento de gran escala. En el producto Astro N7 encontramos un módulo con una ideal eficiencia, coeficiente de temperatura, características de voltaje y corriente para compatibilizar con inversores, a la par que por sus dimensiones no requieren pitches muy altos y por tanto sea más eficiente el área utilizada, lo que impacta el LCOE de la energía”, subray Navarrete. 

“La innovación va muy rápida en los módulos fotovoltaicos y la evolución es tremenda, por lo que debemos alinearnos con los demás fabricantes para tener un módulo alineado al estado del arte de los demás equipos y por tanto sea compatible y no impacte negativamente”, agregó durante el panel de debate Focus Caribe: Grandes proyectos, esquemas de generación distribuida, almacenamiento y microrredes. Cambios normativos, objetivos y visión de futuro 

“Por ello en los últimos años muchos fabricantes innovaron. La mayoría incursionó en la tipología de celdas N-Type, donde incluso Astronergy ya era pionero en esa tipología, y otros tomaron el camino TOPCon o HJT. Al final todos están llegando a eficiencias muy altas, al punto que la compañía está entre 22% y 23% de eficiencia”, continuó. 

Cabe recordar que el módulo Astro N7 es un panel con células rectangulares que trabaja en menor temperatura con mayor eficiencia y tiene hasta 615 W de potencia. 

Dicha solución fue lanzada a fines del año pasado y representa la segunda generación del N-Type de la compañía, que se distingue por un 22.8% de eficiencia de conversión, por su alta confiabilidad SMBB (Súper Barra Colectora Múltiple) con vidrio de mayor resistencia, alta producción de energía por watt con menor coeficiente de temperatura, garantizando un menor costo de BOS por cables, terrenos, soportes e inversores, repercutiendo en un menor LCOE de los proyectos fotovoltaicos.

Y para la región, Astronergy posee disponibilidad de sus nuevos módulos en una versión de 72-celdas: 2384*1134*35mm (módulo de vidrio-simple) y 2384*1134*30mm (módulo de vidrio-doble); así como, módulos de 54-celdas: 1800*1134*30mm (módulo de vidrio-simple).

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Trina Solar recomienda elevar el límite de generación distribuida para aprovechar el nearshoring

Durante la primera edición del Future Energy Summit México (FES México), más de 400 referentes del sector energético reafirmaron categóricamente su compromiso por acelerar la transición energética. 

Uno de ellos fue, Harold Steinvorth, Head DG Latam de Trina Solar, la empresa china enfocada en la energía solar, quien propuso al gobierno medidas para aprovechar las oportunidades del fenómeno de la relocalización de empresas.

“Todas las empresas que pretenden instalarse en México por ser vecino de Estados Unidos, traen sus políticas de ESG y buscan aumentar su generación con fuentes renovables. Esto trae oportunidades muy importantes. Sin embargo, mantener el límite de potencia de 500 kW, podría generar que algunos otros países sean más atractivos”, alertó. 

Y agregó: “México no puede darse ese lujo: hay que seguir creciendo. Si se hacen de manera ordenada, medidas como el incremento de ese límite a 1, 2 o 3 MW o la implementación de PMGD al estilo chileno, no tienen porqué afectar el resto de la operación de la red”.

Según el experto, son pocos los países de Latinoamérica que limitan tanto la penetración como México. Esto no es conveniente ya que la fotovoltaica permite diferir inversiones en la red y reducir pérdidas. El foco está en no solo pensar en lo que el prestador de servicios puede perder, sino también en todo lo que le aportará el generador distribuido.

Además, Steinvorth definió al financiamiento como el verdadero catalizador del mercado. Proporcionar más opciones de financiamiento hará que los productos sean mucho más alcanzables.

En tanto a las proyecciones de incremento de generación distribuida, aseguró que si bien se espera un mayor crecimiento en la zona industrial del centro de México por la alta demanda de energía, todo el país tiene potencial para desplegar instalaciones fotovoltaicas

 “Cada estado tiene su particularidad y sus oportunidades. Por ejemplo, en los últimos años, se ha incrementado el apetito del sector hotelero ubicado en el sur del país por invertir en paneles y sistemas de almacenamiento en busca de brindar un mejor servicio y ahorrar en sus recibos de luz”, afirma. 

Y concluye: “En los últimos años, el crecimiento en México del mercado de generación distribuida a doble dígito  se ha dado “a pesar de”. México tiene un potencial increíble y hay que aprovecharlo. Por ello, desde Trina Solar, estamos apoyando todas estas propuestas de cambio porque es un mercado que nos interesa mucho y tenemos presencia desde hace mucho tiempo.”

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Growatt presentó su nuevo microinversor NEO disponible para Latinoamérica

Growatt, líder global en soluciones de energía inteligente, destacó en el 7º Encuentro y Feria de Energías Renovables de Latam en Barranquilla, un evento de gran relevancia en Colombia para los sectores de energía renovable y tecnología solar.

Durante la feria, las avanzadas soluciones tecnológicas de Growatt, como el microinversor NEO 1200~2000M-X y el inversor MAX 75 KTL3-XL2, captaron la atención por su sobresaliente rendimiento y diseño innovador. Estos productos despertaron el interés de los visitantes por su capacidad para ofrecer soluciones energéticas eficientes y confiables en el sector de las energías renovables.

En particular, los nuevos microinversores NEO de Growatt, disponibles en capacidades de 1200W, 1600W y 2000W, impresionaron a los asistentes. Estos microinversores se destacan por su adaptabilidad y rendimiento optimizado en sistemas residenciales. Con un voltaje de corriente continua más bajo, alrededor de 60V, operan directamente en el panel para una conversión de energía más segura y eficiente, minimizando los riesgos eléctricos.

La participación activa de Growatt en conferencias y seminarios durante la feria, especialmente en el stand de su distribuidor Amara Nzero, también fue notable. La conferencia de Julian Tovar, titulada «Solución de baja tensión para proyectos de gran potencia con MAX 75KTL3», fue particularmente destacada por los asistentes, quienes elogiaron la calidad y relevancia de la información presentada. La presencia de Growatt en este evento reafirma su compromiso con la innovación y el desarrollo sostenible en el campo de la energía renovable.

En resumen, la participación de Growatt en el 7º Encuentro y Feria de Energías Renovables de Latam en Barranquilla fue un éxito, destacando su liderazgo en soluciones de energía inteligente y su compromiso con la innovación en el sector de las energías renovables.

La presentación de sus avanzadas soluciones tecnológicas, como el microinversor NEO y el inversor MAX, junto con la participación activa en conferencias y seminarios, demostró su capacidad para ofrecer soluciones eficientes y confiables en energía renovable. Growatt continúa siendo una figura clave en la transformación hacia un futuro más sostenible y energéticamente eficiente.

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Pacific Hydro Chile y PTI Energía Atacama firman importante convenio

Pacific Hydro Chile y Programa Territorial Integrado (PTI) Energía Atacama de Corfo firman convenio destinado a promover la conciencia y el conocimiento sobre las energías renovables no convencionales (ERNC) en la comunidad de Los Loros.

Este acuerdo permitirá la realización de un ciclo de talleres de capacitación teóricos y prácticos que abordan temas claves relacionados con uso de la energía limpia y sostenible, rescatando su utilización en la cultura local de la comunidad, a través del secado y deshidratado de frutas y hierbas, energías renovables para el uso domiciliario y la pequeña agricultura.

Es importante destacar que, cada curso culmina con una visita técnica al proyecto en construcción Desierto de Atacama, donde los participantes podrán conocer y recorrer el parque fotovoltaico.

La colaboración entre Pacific Hydro Chile y PTI Energía Atacama marca un hito en el compromiso por fomentar la transición hacia un modelo energético más responsable y respetuoso con el medio ambiente y las comunidades.  “Nos sentimos privilegiados de colaborar estrechamente para promover el desarrollo sostenible en la región. Para nuestra Compañía las alianzas público – privadas son claves para avanzar en iniciativas que permitan fortalecer las metas de descarbonización del país”, señala Juan Pablo Villanueva, gerente ejecutivo de Recursos Humanos, Asuntos Corporativos y Comunidad de Pacific Hydro Chile.

“Para el Programa Territorial Integrado (PTI) Energía Atacama de Corfo es fundamental generar valor compartido a partir del desarrollo de capacidades e involucramiento activo en alianzas público – privadas. Esta alianza claramente permite incorporar experiencia, conocimientos, tecnología y mejorar la competitividad de los actores que contribuyen a dinamizar el ecosistema de la industria energética en la región de Atacama”, manifiestó Neyel Marín gestora del Programa.

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Enel se fue de Perú: anunció la venta de todos sus activos de generación

Enel S.p.A. informa que su subsidiaria Enel Perú S.A.C., controlada por Enel S.p.A. a través de la empresa chilena cotizada Enel Américas S.A., ha finalizado la venta de todas las participaciones de capital en las empresas de generación de energía Enel Generación Perú S.A.A. y Compañía Energética Veracruz S.A.C. a Niagara Energy S.A.C. La transacción se ha cerrado después del cumplimiento de las condiciones previas establecidas en el contrato de compra y venta, anunciado el 22 de noviembre de 2023, incluido el visto bueno de la autoridad antimonopolio competente en Perú.

La consideración total asciende a aproximadamente 1.3 mil millones de dólares estadounidenses (aproximadamente 1.2 mil millones de euros), incluidos los ajustes habituales para este tipo de transacciones, según lo establecido en el contrato de compra y venta. El valor empresarial global relacionado con el 100% de los activos vendidos es de alrededor de 2.1 mil millones de dólares estadounidenses (aproximadamente 2 mil millones de euros).

La transacción generó una reducción de la deuda neta consolidada del Grupo de aproximadamente 1.2 mil millones de euros en 2024, sumándose a aproximadamente 400 millones de euros reconocidos en 2023 principalmente debido a la reclasificación como «mantenidos para la venta» de los activos y pasivos relacionados de las actividades de generación en Perú. Asimismo, la transacción generó un impacto positivo en el ingreso neto informado del Grupo en 2024 por un monto de aproximadamente 7 millones de euros. La transacción no tiene ningún impacto en los resultados económicos ordinarios del Grupo.

La venta, prevista en el Plan Estratégico 2024-2026, está en línea con el objetivo de garantizar al Grupo una estructura financiera sólida y sostenible, así como de aumentar la participación del capital invertido en geografías en las que el Grupo ha centrado su Plan Estratégico.

Específicamente, Enel Perú S.A.C. vendió a Niagara Energy S.A.C., una empresa peruana controlada por el fondo de inversión global Actis, las participaciones de capital que tenía: (i) en el capital social de Enel Generación Perú S.A.A. (equivalente a aproximadamente el 86.95%), en el marco de una oferta pública de adquisición lanzada por Niagara Energy S.A.C.; (ii) en el capital social de Compañía Energética Veracruz S.A.C. (equivalente al 100%).

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En plena disputa con generadoras, el gobierno nombró al nuevo vicepresidente de Cammesa

La asamblea de accionistas de Cammesa -la empresa encargada del despacho de energía y administradora del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), que es controlada por el gobierno- confirmó el jueves pasado la designación de Mario Cairella como nuevo vicepresidente de la entidad, tal como había adelantado EconoJournal la semana pasada. El nombramiento se produjo en simultáneo con la escalada de la tensión entre el ejecutivo y los principales referentes de generación y de producción de gas natural que, en su gran mayoría, cuestionaron la propuesta de reestructuración de la deuda que puso sobre la mesa el ministro de Economía, Luis ‘Toto’ Caputo. Resulta llamativo que en el momento más álgido de esa negociación el gobierno haya decidido nombrar a la máxima autoridad de Cammesa, lo que evidencia la falta de un alineamiento entre el secretario de Energía, Eduardo Rodríguez Chirillo, y el propio Caputo.

Está claro, en términos políticos, que Rodríguez Chirillo trató de obturar hasta último momento la designación de Cairella, que responde a otra terminal política que no es la del secretario. El titular de Energía había impulsado la designación de Sergio Falzone para el puesto –al que también había propuesto como subsecretario de Energía Eléctrica-, pero fue vetado por la Jefatura de Gabinete. Fueron Caputo y el jefe de Gabinete, Nicolás Posse quienes defendieron el nombramiento de Cairella, que ya tuvo un paso por Cammesa en 2019 como gerente general.

Uno de los datos que pudo confirmar este medio es que prácticamente es un hecho la desvinculación de Jorge Garavaglia como gerente general, aunque no está clara la temporalidad en la que se materializará su reemplazo dado que es él quien tiene que firmar los acuerdos con las empresas generadoras y productoras.

Ahora Cairella será el responsable de uno de los cargos más importantes dentro del área energética del gobierno, ya que tendrá influencia de manera transversal tanto en la regulación eléctrica como gasífera, sumado que además la compañía concentra gran parte de los subsidios.

, Loana Tejero

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Caputo frenó los pagos de los reintegros por Zona Fría y peligran más de 40 subdistribuidoras de gas en todo el país

El ministro de Economía, Luis Caputo, frenó desde enero el pago a las distribuidoras de los reintegros que requiere la ejecución del régimen previsto por la Ley 25.565 de Zona Frías, un programa creado en los ´90 y ampliado en 2021, según el cual la mitad los usuarios de gas natural del país abonan una tarifa más baja por el servicio (porque se interpreta que deben ser bonificados por vivir en regiones de bajas temperaturas). Como a raíz de la normativa las distribuidoras comercializan el gas más barato a los hogares, el sistema prevé que luego el Estado reintegra a las empresas una parte del precio del gas. Ese reintegro se cancela con fondos que recauda un fideicomiso administrado por el Palacio de Hacienda, cuyas transferencias están inactivas desde enero. El freno de los pagos —que provocaron un pasivo que ya supera los $ 10.000 millonespuso en jaque a más de 40 subdistribuidoras que abastecen a pequeñas localidades en todo el país.

El esquema de reintegro a través del fideicomiso está diseñado para que el Estado no tenga que afrontar con fondos propios la subvención a las tarifas de gas para los hogares ubicados en áreas de bajas temperaturas. En parte, el régimen se solventa por medio de un cargo incluido en las tarifas —equivalente a un 5% del precio del gas— que abonan todos los usuarios de gas natural del país. Lo recaudado va directo al fideicomiso. Ahora, con la excusa de realizar primero auditorías, Caputo dejó de afrontar los compromisos de todos los fideicomisos que administra el gobierno nacional.

En rigor, el gobierno frenó la devolución de la Zona Fría a todo el segmento de distribución, que incluye a las distribuidoras (Camuzzi Gas del Sur, Camuzzi Gas Pampeana, Cuyana, Ecogas, Gasnor, Litoral Gas) y a más de 40 subdistribuidoras del país.

Las empresas subdistribuidoras no recibieron los pagos de enero, febrero y marzo. Hasta el momento, la deuda sólo a estas empresas asciende a más de $ 1.000 millones sin contar el mes de abril. Desde el Instituto de Subdistribuidores de Gas Argentino (ISGA) afirman que si no se destraban los pagos por la Zona Fría en 60 días tienen que dejar de ofrecer el servicio. De las 64 subdistribuidoras de gas que hay en el país, más de 40 están afectadas por la interrupción de los reintegros de la Zona Fría.

En dialogo con EconoJournal, José Luis Kelly, presidente del ISGA, señaló que “este régimen no funciona como un subsidio, porque nosotros primero afrontamos el costo del gas y luego recibimos el reintegro. Lo que está sucediendo desde febrero es que frenaron todos los pagos, con lo cual, en lo que va del año las subdistribuidoras estamos bancando la Zona Fría porque el Ministerio de Economía no nos devuelve la plata”.

Si no se resuelve este tema quedamos desfinanciados totalmente porque el costo del gas representa para las subdistribuidoras el 85% de nuestra facturación. En 60 días tenemos que cerrar todo. Después de operar durante casi 40 años tendríamos que entregar el servicio a las distribuidoras porque quedaríamos totalmente desfinanciados”, agregó Kelly. El problema se puede agravar en el invierno porque aumenta fuertemente el consumo de gas residencial.

Zona Fría

El régimen de Zona Fría comenzó en los ´90 y originalmente fue una medida para la Patagonia, pero en 2021 el cristinismo lo amplió a la mitad de los usuarios de gas del país a través de la aprobación de la Ley 27.637, sin discriminar la condición socioeconómica de los hogares. El subsidio ahora alcanza también al centro del país como las provincias de Córdoba, Mendoza, buena parte de Buenos Aires y llega hasta casi Rosario (con la ampliación de 2021 el esquema de Zona Fría pasó de 800.000 a más de 4 millones de usuarios).  

En marzo, las subdistribuidoras le presentaron una carta al secretario de Energía, Eduardo Rodríguez Chirillo, para solicitar que se destrabe el reintegro del fideicomiso de la Zona Fría. Según pudo reconstruir este medio de fuentes privadas, funcionarios de la cartera energética están al tanto del problema, pero reconocen que está congelado en el Palacio de Hacienda.

El último pago que recibieron las empresas que abastecen de gas a las localidades pequeñas fue a fines de febrero y correspondió al mes de diciembre ya que el mecanismo de devolución habitualmente demora de 60 días. El decreto 215 del 4 de marzo, firmado por el presidente Javier Milei y el jefe de Gabinete, Nicolás Posse, traspasó todos los fideicomisos (no sólo los vinculados al área energética) directamente a la órbita de Caputo, que directamente frenó los reintegros.

Régimen y subdistribuidoras

El régimen de Zona Fría (Ley 25.565 y 27.637) representaba un 50% de las facturas de los usuarios de la Patagonia. Con la ampliación de 2021 a la mitad de los usuarios de gas del país, el margen del descuento final se ubicó entre un 30% y un 50%, según el volumen de consumo. La bonificación es sobre el total del monto de las boletas, excluyendo los impuestos.

Las subdistribuidoras están reguladas por el Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas). Son empresas que nacieron a partir de 1985 por una ley del gobierno de Raúl Alfonsín, que habilitaba a una localidad a afrontar las obras para construir la red de gas natural sin depender de Gas del Estado y luego podía operarla de manera independiente. Después de la privatización de 1992 de la empresa estatal (se dividió en nueve distribuidoras en todo el país), las subdistribuidoras continuaron operando. En la actualidad abastecen a 500.000 usuarios (casi el 5% del país).

Cómo funciona el fideicomiso

El régimen de Zona Fría se solventa con un aporte de un 5% del total de la factura que hacen todos los usuarios del servicio de gas natural por red del país para cubrir el alto consumo de los hogares en lugares de bajas temperaturas. Esos aportes van a un fondo fiduciario que -ahora- administra el Ministerio de Economía.

El esquema no funciona como un subsidio común, ya que primero lo afronta el segmento de distribución y luego el gobierno reintegra esos fondos. En el caso de las subdistribuidoras, le compran el 100% del gas a las distribuidoras y le descuentan los porcentajes de la Zona Fría. Luego, el Estado -a través del fideicomiso- le reintegra los fondos.

, Roberto Bellato

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Mario Cairella fue designado como vicepresidente de CAMMESA

Mario Cairella fue designado oficialmente como vicepresidente de la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico SA (CAMMESA), uno de los cargos más importantes dentro del área energética del gobierno. 

El economista de más de 60 años de edad le ganó la pulseada a Sergio Falzone en la designación por el puesto, quien había sido propuesto por el secretario de Energía, Eduardo Rodríguez Chirillo, pero que finalmente fue dado de baja desde la Jefatura de Gabinete. 

De este modo, Mario Cairella reemplazará a Gonzalo Soriano en la vicepresidencia, a la par que asumirá la gerencia general de la entidad; por lo que volverá a tomar el control de la empresa que se encarga del despacho de energía y administradora del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) tras su paso entre 2018 y 2019 durante la gestión de Mauricio Macri. 

La designación de Cairella se confirmó en la Asamblea de accionistas de CAMMESA, en medio de la problemática por la falta de pagos de las transacciones correspondientes a los meses de diciembre de 2023, enero y febrero de 2024. 

Tal como informó Energía Estratégica, el gobierno prevé cancelar la deuda de más de un billón de pesos (alrededor de 1250 millones de dólares) mediante un bono en dólares Step-UP 2038 (más conocido como AE38) que vence dentro de 14 años, posee una tasa fija del 4,25% anual y cotiza al 50% de paridad (ver nota).

Propuesta que desde la Asociación de Generadores de Energía Eléctrica de la República Argentina (AGEERA) catalogaron como “inaceptable”, ya que consideran que afecta a los derechos contractuales de las generadoras, viola el derecho de propiedad privada e impacta en compromisos financieros asumidos con quienes otorgaron financiamiento para desarrollar las inversiones en sus respectivas centrales. 

Hecho que podría implicar el inicio acciones judiciales entre el gobierno nacional y las compañías perjudicadas por la falta de pagos de los meses previamente mencionados, en caso que no se llegue a un acuerdo entre las partes.

Además, según confirmaron fuentes del sector energético cercanas a Energía Estratégica, la llegada de Cairella también resultará la salida de Jorge Garavaglia como gerente general de CAMMESA, quien llegó al puesto con el nuevo gobierno y sustituyendo a Sebastián Bonetto

El pasado de Cairella en CAMMESA

El economista ocupó el alto cargo en la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico SA en los últimos años de la presidencia de Macri, considerando que asumió en julio del 2018 tras la renuncia de Julio Bragulat y que culminó a fin de dicha gestión gubernamental.  

Cairella estuvo presente en el proceso del Programa RenovAr – Ronda 3 (Mini-Ren), donde se presentaron 56 proyectos renovables por 352,1 MW de capacidad y que finalmente se adjudicaron 38 parques por 238 MW de potencia. 

Mientras que su salida se produjo tras el denominado “apagón del siglo”, aquel blackout de 2019 que dejó sin electricidad a casi 50 millones de personas en toda Argentina durante el día del padre, lo que representó la peor falla eléctrica de la historia del país. 

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Enarsa y la china Gezhouba se comprometieron a retomar la construcción de las represas de Santa Cruz tras el invierno

Luego de la tercera audiencia de conciliación por las represas hidroeléctricas que se proyectan sobre el río Santa Cruz, Enarsa y Gezhouba – una de las principales constructoras de China- se comprometieron a retomar la construcción de las represas después de la veda invernal. La instancia de conciliación continuará el próximo martes 14 de mayo, en Río Gallegos.

El financiamiento de los bancos chinos para la ejecución de la obra se encontraba virtualmente frizado por la conflictiva relación entre Enarsa (el comitente de la obra en representación del Estado nacional) y la UTE Gezhouba-Electroingenería, que se fue deteriorando en los últimos años por desencuentros a medida que se complejizó la ejecución de la iniciativa por problemas de origen de diseño e ingeniería.

No obstante, el ministro de Trabajo de Santa Cruz, Julio Gutiérrez, que participó en representación del Estado provincial de la audiencia que se llevó a cabo en Buenos Aires, aseveró: “Está el compromiso por parte de Enarsa y de la empresa china Gezhouba de retomar la construcción de las represas luego de la veda invernal; y eso creo que es el tema más importante que nos mueve”. También, adelantó que se firmará la adenda N°12 para definir un nuevo cronograma de obra.

En esa línea, Gutiérrez aseguró: “En estos días firmará la adenda N° 12, que es por la deuda de la que ya hemos hablado públicamente varias veces, con lo cual el reinicio de la obra es una realidad. Lo que nos preocupa ahora es llegar hasta ese día con los trabajadores en relación de dependencia, para que rápidamente también se pueda llevar esta tranquilidad”.

También, detalló: “Ahora estamos con la letra fina y conteniendo a la masa laboral que va a ejecutar la obra. Lo más importante es lo que tiene que ver con los salarios de la gente. A esta altura se transformó en un pedido concreto, incluso de los sectores sindicales. Nosotros le hicimos ver que toda esta dilación es un perjuicio directo hacia los trabajadores y obviamente la demora de la construcción también genera un perjuicio para la región”.

La reunión

De la reunión participaron Nazareno Retortillo del ministerio de Energía de Santa Cruz; Daniel De La Torre, Wang Mingyi, Zhao He y Nicolás Bobroff por Gezhouba y la UTE Represas Patagónicas; y Julio Palacios y Matías Ramos por ENARSA.

Por último, Gutiérrez indicó que “todos los sectores, la UTE y Enarsa, se comprometieron a trabajar para acelerar los tiempos de manera que los trabajadores tengan la posibilidad de percibir salarios que están caídos”.

, Redaccion EconoJournal

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Inflación: Caputo instruyó a Energía para que postergue la “adecuación transitoria” de tarifas prevista para mayo

El ministro de Economía, Luis Caputo, instruyó al secretario de Energía, Eduardo Rodriguez Chirillo, para que se deje sin efecto la adecuación tarifaria para los servicios de suministro de electricidad y de gas natural que estaba programado activar en mayo.

Economía explicó en una nota al funcionario que tal decisión tiene por objeto “consolidar el proceso de desinflación llevado a cabo por el gobierno, verificado a la fecha”.

Al respecto, Energía notificó a los entes reguladores Enargas y ENRE para que a su vez informen de tal decisión a las compañías productoras, transportadoras y distribuidoras de electricidad y de gas, las cuales intuyeron que algó así podía ocurrir cuando advirtieron que llegado el fin de abril, dichos entes reguladores no publicaron sus respectivos cuadros tarifarios, ya elaborados para regir durante el período invernal Mayo-Setiembre.

Con esta decisión el gobierno procura lograr un índice de inflación de un dígito en mayo para contraponerlo al cuestionamiento social por los efectos recesivos de su política económica.

“Resulta razonable y prudente postergar en el mes de mayo la aplicación efectiva de las actualizaciones en las resoluciones de los Entes antes señaladas y los aumentos del PEST correspondiente a energía eléctrica y del PIST en el gas”, argumentó Economía.

La instrucción puntualiza que la medida adoptada se refiere “exclusivamente a la postergación en el mes de mayo de la aplicación de las actualizaciones” dispuestas en las resoluciones SE 7/2024 y 41/2024, correspondientes al PEST (Precio Estacional de la Energía Eléctrica) y PIST (Precio en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte) gasífero.

Para ambos componentes se mantienen vigentes y sin modificaciones (en mayo) los cuadros tarifarios publicados en el Boletín Oficial el 3 de abril de 2024, se indicó.

Cabe referir además que también estan calculados en la S.E. importantes aumentos en el Costo Fijo que facturarán las distribuidoras.

Asimismo, la decisión de Economía ocurre en un contexto de controversia entre dicha cartera y las cámaras que nuclean a productoras de gas, y generadoras de energía eléctrica, por la propuesta gubernamental (rechazada ) de pago (parcial) con Bonos de la deuda que CAMMESA acumula con ellas por operaciones desde diciembre a marzo inclusive, del orden de los 1.200 millones de dólares.

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Exigen más capacidad de almacenamiento y líneas de transporte en Chile

Durante el mes de marzo, las energías renovables participaron en el 40,7% de la matriz energética de Chile, lo que representa cuatro puntos más que el mismo periodo del año pasado. A esto hay que sumarle que la producción hidroeléctrica aportó el 25,4% de la oferta total.

En este sentido, el director ejecutivo del gremio de Generadoras Pequeñas y Medianas (GPM), Matías Cox, señala que este crecimiento es “alentador para el sector renovable chileno, ya que se están cumpliendo los objetivos a corto plazo para conseguir un consumo 100% verde en 2050”.

No obstante, en diálogo con EconoJournal, el directivo advierte que la mayoría de los proyectos se ha concentrado en el norte del país, lo que implica “el desarrollo de largas líneas de transmisión para aprovechar la capacidad disponible en las áreas de mayor consumo”. “La construcción de esta infraestructura ha tenido un ritmo más lento que el de las instalaciones renovables, lo que ha llevado a vertimientos que el mes pasado superaron los 400 gigawatts/hora (GWh)”, cuestiona.

Cabe recordar que, según la firma Broker & Trader Energy Chile, los vertidos renovables en el país se situaron en 1.455 Gwh a finales de marzo. Esta cifra representa un crecimiento de un 317,69% con respecto al mismo periodo del año pasado, y un aumento de un 551,14% en relación con los números de 2022.

Otra necesidad que identifica Cox es que el sistema precisa una mayor introducción de almacenamiento para poder guardar los excedentes de energía producidos durante el día e inyectarlos durante la noche. “Actualmente, el mercado viene respondiendo a esta exigencia, y estamos viendo un crecimiento en proyectos de almacenamiento de corta y larga duración, los cuales esperamos que prontamente entren en operación”, explica.

El director ejecutivo de GPM indica que las compañías comprenden esta situación, por lo que están haciendo importantes esfuerzos para desarrollar este tipo de sistemas utilizando diferentes tipos de tecnologías, lo que permitirá al sistema chileno incorporar flexibilidad. “Es crucial que el Gobierno priorice este tema y podamos dar certidumbre mediante la emisión del reglamento de potencia que está en la Contraloría General de la República, además de impulsar mejoras al reglamento de coordinación y operación”, subraya.

Avances regulatorios

A decir de Cox, el Gobierno nacional se encuentra trabajando activamente en la búsqueda de mejoras regulatorias que sirvan para responder a las barreras que atraviesa el sector renovable. “Hace unas semanas, de hecho, se aprobó una ley en el Congreso que permite regularizar las tarifas que estaban congeladas, provocando una deuda con las generadoras. En este sentido, el Gobierno logró aprobar una legislación que permitirá sincerar el costo de la energía, pero procurando proteger a los clientes más vulnerables del sistema mediante un subsidio”, reivindica.

Desde 2023, acota, se está discutiendo en el Congreso de Chile una serie de medidas que permitan acelerar el desarrollo de la red de transmisión. Según sus previsiones, se aguarda que este proyecto sea aprobado durante el primer semestre de este año. “A pesar de estos avances, el sector aún tiene deudas regulatorias a nivel legal, reglamentario y de normas técnicas que estaremos monitoreando e impulsando durante el presente año”, concluye.

, Julián García

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La licitación de suministro eléctrico de Chile recibió 230 ofertas

La Comisión Nacional de Energía (CNE) de Chile realizó la apertura de los sobres con las ofertas de la licitación de suministro eléctrico 2023/1, que busca adjudicar 3.600 gigawatts/hora (Gwh) de consumo de electricidad durante el periodo 2027-2028.

El próximo miércoles 8 de mayo se publicarán los expedientes que resulten adjudicatarios. En caso de ser necesario, podría realizarse una segunda etapa licitatoria, con presentación de ofertas para el 13 de mayo y su otorgamiento para el día siguiente.

Cinco empresas se hicieron presentes en este concurso, con un total de 230 propuestas. Estos participantes son Enel Generación Chile, Innergex Energía Renovable, Inversiones La Frontera Sur (parte de Innergex), Fotowatio Renewable Ventures (FRV) y GR Power (Grenergy).

En esta licitación aparecen 25 proyectos renovables por 4.038,1 megawatts (Mw) de potencia, además de cinco centrales térmicas (por 1.959 Mw) que buscarán abastecer los 3.600 Gwh, repartidos en dos bloques de suministro: 1.500 Gwh en el primero, estipulado para 2027, y 2.100 Gwh en el segundo, para 2028.

Bloques de suministro

Según anunciaron en el evento, los precios de reserva para los bloques de suministro, tanto en las tres diferentes zonas como en los tres diferentes horarios, serán de 64 dólares por megawatt/hora (Mwh) para el primero, y de u$s 62 por Mwh para el segundo.

Entre las cinco compañías, Enel Generación Chile es la que mayor cantidad de ofertas entregó a la CNE (216 de las 230), con un precio de reserva promedio de u$s 62,03 por Mwh. La idea de la firma es cubrir todos los segmentos disponibles, con 108 propuestas por suministro.

Cabe señalar que Enel también posee la mayor cantidad de proyectos dentro de este listado. La organización presentó 20 iniciativas, de las cuales 15 están en el rubro renovable (por 2.802 Mw) y cinco son centrales térmicas (por 1.959 Mw), sumando una capacidad de producción anual de 24.571 GWh.

También juega un rol protagónico la empresa española FRV, desde su filial en Chile, que entregó a la CNE cuatro ofertas de u$s 100, dos para cada bloque de suministro.

Las instalaciones propuestas son dos proyectos fotovoltaicos por 42,6 Mw de capacidad (uno de 25 Mw y otro de 17,6 Mw), como así también dos de almacenamiento por 224 Mw (de 92,8 Mw y 131,2 Mw, respectivamente).

Otra compañía española que participó de este concurso fue Grenergy, por medio de su representante en la región GE Power. La productora independiente de energía propuso tres suministros para el primer bloque, con un valor promedio de u$s 66,86 por Mwh.

En el expediente de GR Power figuran dos plantas fotovoltaicas de 630 Mw de capacidad: Sol de Caone, de 390 Mw; y Monte Águila, de 240 Mw. Además, la firma puso sobre la mesa dos sistemas BESS de almacenamiento, con una potencia de 110 Mw.

Finalmente debe mencionarse a la empresa estadounidense Innergex Renewable Energy, presente con dos filiales: Inversiones La Frontera Sur e Innergex Energía Renovable.

La primera hizo tres ofertas para el segundo bloque de suministro, por un precio promedio de u$s 73,51. En el documento se propone a la central hidroeléctrica Frontera, de 109,3 Mw de potencia. Esta instalación, que se ubicará en la región del Bio-Bio, tiene previsto entrar en operaciones a finales de 2027.

Innergex Energía Renovable, por su parte, también elevó cuatro propuestas orientadas hacia el segundo bloque de suministro, con un mismo precio de u$s 83,49. En concreto, presentó tres instalaciones de almacenamiento con tecnología BESS: San Andres II, de 50 Mw; Sarco I, de 50 Mw, y Salvador II, de 20 Mw. Estos complejos tendrán lugar en Copiapó, Diego de Almagro y Freirina, respectivamente.

, Julián García

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Enel se adjudicó la totalidad de la energía licitada en Chile

El pasado miércoles, con la presencia del ministro de Energía chileno, Diego Pardow,  la Comisión Nacional de Energía (CNE) realizó el Acto Público de Adjudicación de la Licitación Pública Nacional e Internacional para el Suministro de Potencia y Energía Eléctrica 2023/01.

En este concurso se determinó qué empresas abastecerán 3.600 gigawatts/hora (Gwh) a tres zonas geográficas del país vecino durante 2027 y 2028, con cupos de 1.500 Gwh para el primer año y 2.100 Gwh para el segundo.

La gran ganadora de esta licitación fue Enel Generación Chile, parte del grupo Endesa, que además fue la única compañía en presentar ofertas para todos los segmentos de la convocatoria.

Las propuestas

En total, fueron 216 las propuestas por parte de la firma sobre las 230 ofertas generales, repartidas en 108 por segmentación. Las adjudicaciones se llevaron a cabo con un precio de 56,679 dólares por megawatt-hora (Mwh).

Cabe recordar que, de acuerdo con lo propuesto por la propia CNE durante la apertura de ofertas del 2 de mayo pasado, los precios de reserva eran de u$s 62 por Mwh para el primer bloque y de u$s 62 para el segundo.

Enel fue también la firma de mayor cantidad de instalaciones presentadas en la licitación, con 20 proyectos por una capacidad de producción anual de 24.571 Gwh. De ese total, 15 son de generación renovable (por 2.802 Mw de capacidad) y los otros cinco, centrales térmicas (por 1.959 Mw).

Entre sus instalaciones de producción verde, sobresalen dos parques eólicos ubicados en la provincia de Choapa, en la región de Coquimbo, llamados «Canela I» y «Canela II», de 18 y 64 Mw de potencia, respectivamente.

Asimismo, aparecen cinco proyectos de producción hidráulica de embalse por 2.085 Mw y ocho centrales de hidráulica de pasada por 635 Mw. Los 1.959 Mw restantes pertenecen a cinco emprendimientos de generación térmica.

Cinco empresas se hicieron presentes en este concurso. Además de Enel Generación Chile, también hubo cuatro ofertas de Innergex Energía Renovable, tres de Inversiones La Frontera Sur (parte de Innergex), cuatro de Fotowatio Renewable Ventures (FRV) y dos de GR Power (Grenergy).

, Julián García

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Perú: el sector renovable exige mejoras en la regulación

De cara al final de la década, Perú fijó como objetivo reducir su huella de carbono en un 40% mediante un cambio progresivo en su matriz energética. Hace dos años, el Gobierno peruano aprobó el Decreto Supremo que declara “de interés nacional” la emergencia climática y propone aumentar los nuevos requerimientos con energías renovables no convencionales para que las mismas ocupen el 20% de la generación eléctrica en 2030.

Sin embargo, hoy en día la producción solar explica el 3% de la electricidad del país, mientras que la eólica aporta alrededor de un 5 por ciento. El resto de los porcentajes son para las vías hidráulica (40%) y termoeléctrica (52%).

En diálogo con EconoJournal, representantes de la Asociación Peruana de Energías Renovables (SPR) advierten que la vigente regulación eléctrica no se adecuó efectivamente a las nuevas formas de generación eléctrica, sino que sucedió lo contrario: las tecnologías debieron adaptarse a la legislación. “En 2019 se le reconoció potencia firme a la energía eólica, pero no se hicieron las modificaciones para incorporar de manera eficiente a la solar en la matriz eléctrica”, puntualizan desde la agrupación.

Medidas

En ese sentido, apuntan, aún existen restricciones para que los aprovechamientos solares puedan participar libremente en el mercado eléctrico peruano. Prueba de ello es que sólo los actuales operadores del sector eléctrico están habilitados para desarrollar centrales solares de gran escala. “El Gobierno envió hace un año al Congreso con carácter de urgencia las modificaciones que permitan la compra de energía y potencia firme por separado, y no de manera conjunta como ocurre hoy, así como el establecimiento de bloques horarios”, comentan desde la SPR.

Cabe recordar que se propone modificar la Ley 28.832, destinada a asegurar el desarrollo eficiente de la generación eléctrica, incrementar la competencia, promover la inversión en nuevas fuentes, reducir la contaminación y favorecer menores costos operativos, contribuyendo a bajar las tarifas. “Lo que ha conseguido esta postergación es exponer a una situación de vulnerabilidad al sector eléctrico peruano e impedir que millones de usuarios se beneficien de mejores costos de electricidad por el uso de energías renovables”, señalan desde la agrupación.

Desde el gremio creen que las citadas medidas son fundamentales para ampliar la competencia en el mercado eléctrico y permitir que los ahorros derivados de contar con energías más competitivas sean trasladados al usuario final, lo que en este momento no está ocurriendo.

Aunque el Congreso peruano todavía no aprobó estos cambios, el Gobierno en su solicitud de facultades legislativas presentada la semana pasada los enlistó como medidas prioritarias a tomar. “De prosperar esto con la rapidez que la situación exige, es muy probable que antes de julio de este año las modificaciones regulatorias que requiere el sector eléctrico estén listas para ser implementadas”, estiman desde SPR.

El tiempo apremia para resolver la problemática sectorial en Perú, ya que varias empresas están apostando por proyectos de generación con energías renovables no convencionales.

De hecho, se espera una inversión de más de 12.700 millones de dólares en centrales eólicas y de u$s 9.030 millones en complejos solares, instalaciones situadas en nueve regiones del sur y norte del país. “Este número de proyectos es un síntoma claro del enorme potencial que tiene Perú y del interés que muestran los inversionistas. Los cambios regulatorios y el crecimiento que se prevén irán decantando cuántos de estos emprendimientos se harán efectivamente en el corto, mediano y largo plazo”, subrayan desde SPR.

, Julián García

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Reclaman que el hidrógeno verde sea una política de Estado en la Argentina

De acuerdo con la Estrategia Nacional para el Desarrollo de la Economía del Hidrógeno, la Argentina tendrá una producción doméstica de al menos 5 millones de toneladas (Tn) anuales de hidrógeno (H2) hacia el año 2050. De ese total, un 80% será para exportar, mientras que el 20% restante se destinará al mercado local, con 100.000 Tn previstas para 2035, 500.000 para 2045 y 1.000.000 para 2050.

En diálogo con EconoJournal, el director ejecutivo de la Cámara Argentina de Energías Renovables (CADER), Juan Manuel Alfonsín, destaca el potencial que ofrece el país para producir este vector energético con una fuerte impronta exportadora. “Hoy nos proyectamos como futuros proveedores de H2 en un mercado mundial en expansión, a tal punto que sólo Alemania tiene previsto comprar 1.500 millones de Tn de H2 para su matriz energética”, señala el directivo.

Juan Manuel Alfonsín

Desafíos

Sin embargo, Alfonsín también hace hincapié en una serie retos a los que deberá enfrentarse la actividad para su crecimiento. El primero de ellos, expuso, es que se adopte al desarrollo este recurso como una política de Estado, contemplando el diseño y la sanción de una normativa nacional.

En este sentido, agrega que puntualmente será clave el establecimiento cuanto antes de una Ley de Hidrógeno que sirva como marco regulatorio y ponga en valor las inversiones a largo plazo. “Pensemos, por ejemplo, que el desarrollo de un proyecto serio de H2 verde requiere de entre 12 y 15 años en su etapa inicial. Y los derechos reales de usufructo se están pensando a 50 años”, advierte el ejecutivo.

Desde la CADER se confía en conseguir este marco a la brevedad, sobre todo debido al creciente interés inversor por parte del sector privado. Alfonsín señala que hay entre cinco y seis grandes players posicionándose en la compra y/o renta de grandes extensiones de tierras, principalmente en la Patagonia Argentina, para el futuro desarrollo de grandes emprendimientos. “La regulación va a salir porque notamos un gran consenso entre todos los actores. Tenemos que seguir trabajando en la mejor propuesta legislativa posible, y hacerla realidad como cuando fuimos capaces de sancionar dos normas vitales para el desenvolvimiento de las energías renovables: las leyes 26.190 y 27.191, ambas aprobadas por unanimidad, sin abstenciones ni votos negativos, y bajo dos gobiernos de distinto color político”, resalta.

Según sus precisiones, desde la CADER se encuentran trabajando activamente en un aporte para lo que sería un futuro proyecto de Ley de Transición Energética, donde uno de los siete capítulos estaría pensado de manera específica para el avance del hidrógeno verde. “Además, desde nuestra participación en la Plataforma H2 Argentina, junto con otras prestigiosas e importantes Instituciones, venimos impulsando un marco normativo nuevo, adecuado y estratégico para asegurar el rol de la Argentina como proveedor de H2 en el mapa mundial”, comenta.

Desde un punto de vista técnico, acota, hay un obstáculo relacionado con la capacidad de la red eléctrica de alta tensión del país (de 500 y 132 kilowatts -kw-), que actualmente cuenta con alrededor de 36.000 kilómetros (km) y una potencia de 44.000 megawatts (Mw) instalados. “El Plan Nacional de Hidrógeno planteó el objetivo de incorporar 50.000 Mw de energías renovables. Por ende, el cálculo sencillo sería pensar en una expansión del sistema de transporte en alta tensión (de 750, 500 y 132 kw) de unos 40.000 km adicionales. Si se piensa en un precio aproximado de mercado de 1 millón de dólares por km, sólo en líneas (sin contar estaciones transformadoras y elementos complementarios) estaríamos hablando unos u$s 40.000 millones”, cuantifica.

Cabe recordar que, a finales de abril, la Subsecretaría de Transición y Planeamiento Energético de la Secretaría de Energía de la Nación adelantó que en las próximas semanas el Gobierno publicará normativas destinadas a facilitar el desarrollo del sistema de transporte eléctrico. “Esto requiere tiempo y dinero. En algún momento habrá que empezar a transitar ese camino si queremos aprovechar el proceso global de transición energética. Hoy el mundo entero nos está mirando y el nuevo petróleo del futuro se llama hidrógeno verde. El tren ya arrancó y no lo podemos perder otra vez”, sentencia Alfonsín.

, Julián García

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El secretario de Minería advirtió que entrará en crisis la producción de oro, plata y cobre en tres años

Luis Lucero, secretario de Minería de la Nación, habló en el marco de la celebración por el Día de la Industria Minera organizado por la Cámara Argentina de Empresas Mineras (Caem), en Córdoba ante empresarios del sector. Allí advirtió que entrará en crisis la producción de oro, plata y cobre en tres años.

“El déficit de exploración temprana y avanzada en los metales preciosos es una realidad que nos incumbe, porque sin recursos medidos y reservas probadas, nuestra producción de oro y de plata entrará en una etapa crítica en alrededor de 3 años”, expresó el abogado.

En el encuentro, que se realizó en Córdoba, estuvieron además del secretario de Minería de la Nación, Luis Lucero; los gobernadores de Córdoba y San Juan, Martín Llaryora y Marcelo Orrego; autoridades de las principales empresas mineras de Argentina, organizadas en la Cámara Argentina Empresaria Minera; representantes de los mayores proveedores de la industria y referentes de las principales organizaciones relacionadas con el sector.

El funcionario dijo que los productores de cobre advierten que “en los próximos años faltarán minas para satisfacer la demanda de este metal esencial para la conducción eléctrica, por lo que es probable que dicha demanda supere la extracción de minerales ya existente o planificada para el corto plazo”.

“Lo descrito hasta acá presenta un desafío concreto para la realidad del cobre, el oro y la plata; debemos enfrentar los obstáculos e ir construyendo inteligentemente las soluciones que permitirán que esos proyectos entren en producción más temprano que tarde”, añadió.

Lucero señaló que Argentina está frente a una “oportunidad histórica”, porque hay un “clima de época” más favorable al sector y la transición energética le abre una “ventana de oportunidad”.

“Hoy la minería goza del favor de la opinión pública como nunca antes”, por lo que el escenario es favorable para la actividad minera que es considerada por el presidente “un eje fundamental para la actividad económica”.

En ese sentido, Lucero apuntó contra la legislación restrictiva de la minería, aunque aseguró que en la actual gestión serán “respetuosos de las competencias provinciales, dueñas de los recursos” como lo establece la Constitución.

“Debemos tomar esta oportunidad para cambiar el paradigma de las discusiones públicas sobre la minería y muy en particular sobre la existencia todavía de legislación que adopta la simplista y costosa solución de la prohibición. Se debe lograr que las discusiones públicas alrededor de la minería y de los proyectos mineros se asienten sobre hechos científicamente comprobados y no sobre eslóganes y frases hechas que mínimamente analizados no se sostienen”.

Por otra parte, Lucero destacó el papel que podría jugar la Argentina en la transición hacia energías limpias y el reemplazo de la movilidad basada en combustibles fósiles por la electromovilidad, como parte de la tendencia a la reducción de las emisiones de carbono a nivel global “abren ventana de oportunidad para aquellos países en los que abundan los minerales críticos para dicha transición, litio, cobre, níquel, grafito, cobalto, manganeso o tierras raras”, explicó.

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Nación dictó la conciliación obligatoria y desactivó el paro petrolero

La Secretaría de Trabajo de la Nación dictó el miércoles la conciliación obligatoria y desactivó el paro por 48 horas en Vaca Muerta que había anunciado el Sindicato del Petróleo y Gas Privado de Neuquén, Río Negro y La Pampa, en protesta por la restitución del Impuesto a las Ganancias.

El organismo nacional dictó la conciliación por el término de un día para encauzar el conflicto entre el gremio y las empresas representadas por la Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos (CEPH) y la Cámara de Empresas de Operaciones Petroleras Especiales (CEOPE).

La Secretaría de Trabajo indicó que, ante la importancia que tiene el sector petrolero, “debe otorgarse especial consideración al interés general” para “garantizar la paz social atendiendo a la necesidad pública de contrarrestar eventuales desbordes que pudieran suscitar las acciones de las partes”.

El gremio levantó la medida de fuerza y las empresas tienen que “abstenerse de tomar represalias de cualquier tipo con el personal representado por la organización sindical y/o con cualquier otra persona, en relación al diferendo aquí planteado, así como también a otorgar tareas en forma normal y habitual a su personal”.

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Abordaron avances y estudios sobre Hidrógeno Verde en la Patagonia

Durante la jornada, que algunas jurisdicciones siguieron en forma virtual, se pusieron sobre la mesa los avances del Plan Hidrógeno Patagonia (PH2P), iniciado el año pasado y que tendrá su culminación en julio de este año.

Entre sus principales objetivos se destacan las oportunidades y riesgos potenciales para la producción de hidrógeno, la inversión energética a nivel mundial y las acciones a seguir para dar impulso a la actividad.

En la apertura del evento, la secretaria de Energía y Ambiente, Andrea Confini, expresó la importancia de “compartir miradas y experiencias entre las provincias patagónicas”. Además, reafirmó “el compromiso de Río Negro con el desarrollo científico, académico y productivo en concordancia con los principios de sostenibilidad ambiental”.

En cuanto al CFI, la directora de programas, Teresa Oyhamburu, resaltó que “lo que se busca es proponer una construcción colectiva, escuchar a las provincias y tener una mirada regional del desarrollo del plan de Hidrógeno”.

El evento se realizó en la sede de la Secretaría de Energía y Ambiente y congregó a expertos y líderes del sector energético, quienes analizaron en detalle los avances relacionados con el Hidrógeno Verde. Entre las principales conclusiones a las que se arribó, hubo coincidencia en torno a la necesidad de contar con la normativa nacional que aliente el arribo de inversiones.

La próxima reunión ampliada se realizará en lugar a confirmar durante el mes de agosto, cuando se espera contar con el informe final que servirá para sentar las bases con el fin de convertir a la Patagonia en un hub de inversiones en Hidrógeno Verde a nivel mundial. Mientras tanto, se acordó trabajar desde el CFI con cada provincia en forma particular para abordar temáticas propias de cada jurisdicción en los próximos días.

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Chubut: empresa de energías renovables busca instalarse en el Parque Industrial de Rawson

Una empresa de energías renovables busca instalarse en el Parque Industrial de Rawson. Es por ello que se desarrolló una reunión este viernes por la tarde con la presencia de la secretaria de Gobierno y Seguridad Ciudadana, Karina Barneche; el secretario de Ambiente y Desarrollo Sustentable, Miguel Larrauri; e integrantes de la IMPSERP de la ciudad de Puerto Madryn.

Así lo comentó el secretario de Ambiente de la Municipalidad de Rawson, Miguel Larrauri, quien sostuvo que “nos hemos reunido con Carlos Hellriegel, representante de IMSERP, y otros empresarios, en virtud de crear herramientas que permitan potenciar una iniciativa conjunta con intenciones de integrar el Parque Industrial de Rawson”.

“La reunión fue positiva porque son cosas que se vienen y tenemos que estar muy atentos a ello”, expresó, y adelantó que “próximamente, se llevará adelante una reunión con el sector de la Agencia de Desarrollo Económico que encabeza Fernando Vosecky para conocer más del proyecto”.

Larrauri, continúo diciendo que “nos planteamos el armado de algún esquema de trabajo para presentarlo al intendente Biss y ver si es viable, siempre hablando de energías renovables que es algo positivo para nuestra ciudad”.

Respecto al Parque Industrial de Rawson, el funcionario municipal remarcó que “tiene muchísimo futuro y también varios interesados en instalarse allí”.

Para finalizar, señaló que “junto a la ADER se están generando reuniones para ver de qué manera podemos avanzar nuestro Parque Industrial”.

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Genneia compensó la huella de carbono de Aldebaran Resources Inc

Los certificados fueron adquiridos con el propósito de compensar la huella de carbono generada por dos centros de operaciones de Aldebaran Resources Inc. En referencia a las oficinas centrales ubicadas en San Juan Capital, se logró neutralizar las emisiones correspondientes a los alcances 1 y 2, calculadas para el año 2021. Esto implica la descarbonización tanto de las emisiones directas resultantes de las operaciones como de las emisiones indirectas vinculadas al consumo de electricidad.

Adicionalmente, se compensaron las emisiones del alcance 1 generadas durante el año 2021 para el Proyecto Altar-Río Cenicero, situado a 170 km al oeste de la Localidad de Barreal, en el Departamento Calingasta, provincia de San Juan.

“Estamos orgullosos del trabajo realizado junto a Aldebaran Resources Inc. en el proceso de compensación de la huella de carbono de sus operaciones y del gran proyecto que llevan adelante en San Juan. Desde Genneia, continuamos reforzando nuestro enorme compromiso que apunta a descarbonizar la industria, promoviendo así la lucha contra el cambio climático.”, expresó Gustavo Anbinder, Director de Negocios & Desarrollo de Genneia.

Esta iniciativa desarrollada por la empresa busca, no sólo perfeccionar sus proyectos, asegurando el triple impacto de todos sus procesos, sino también estimular a cada industria a que pueda reducir y compensar sus emisiones de gases contaminantes a la atmósfera acompañando a potenciar la transición energética.

La certificación y emisión de créditos de carbono son un mecanismo internacional de descontaminación, que tienen el objetivo de reducir y/o remover las emisiones de gases de efecto invernadero (GEI). Fueron establecidos en el año 2005 en el Protocolo de Kyoto, como uno de los tres puntos clave para disminuir los niveles de emisión de GEI, y actualmente promovidos por el Acuerdo de París (2016) y reafirmadas anualmente en las Conferencias de las Partes (COP) sobre el Cambio Climático.

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Río Negro moderniza el sistema para el retiro de garrafas

En un esfuerzo por agilizar y modernizar el acceso al beneficio del Plan Calor Garrafas, autoridades de Río Negro han anunciado la implementación de un sistema digital para el retiro de las garrafas sociales en Bariloche y Dina Huapi. Este año, se dejarán atrás los tradicionales cupones en papel para dar paso a un método más eficiente y práctico: el código QR personal.

Ana Joela Leunberger, encargada del Plan, destacó que esta iniciativa busca mejorar la transparencia y la eficacia en la administración de los recursos, eliminando la impresión de cupones y permitiendo un acceso directo a cada beneficiario.

La entrega de las garrafas está programada para los primeros días de junio, y se espera que este nuevo sistema reduzca la burocracia, brindando una atención más rápida y efectiva a las familias que requieren de la ayuda estatal.

El código QR, conocido como “Quick Response”, es una herramienta que permite acceder a la información contenida en él al ser escaneado. Con esta tecnología, las familias podrán obtener su garrafa llevando en sus dispositivos móviles el código QR, para ser escaneando en los puntos de entrega, evitando así pérdidas o extravíos de cupones. Este cambio representa un paso hacia adelante en la modernización de los servicios sociales en la provincia.

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Tarifas: para contener la inflación, Caputo oficializó la suspensión de la segunda ronda de aumentos de gas y electricidad prevista para mayo

A través de una nota enviada este miércoles a la Secretaría de Energía, el ministro de Economía, Luis Caputo, oficializó la suspensión del segundo salto de actualización que estaba previsto para mayo en las tarifas de luz y gas para los hogares de todo el país.

Según explicó en la misiva a la que tuvo acceso Econojournal, la decisión -que ya fue efectivizada- se basa expresamente en “consolidar el proceso de desinflación llevado a cabo por el Gobierno”. De esta forma, el titular de Economía confirmó la medida que deja un velo de incertidumbre sobre las distribuidoras de gas y luz que desconocen cuándo se hará efectiva la suba.

En cuanto a los argumentos, el escrito, que también fue relevado al ENRE, Enargas y cada una de las distribuidoras, afirma que “resulta razonable y prudente postergar en el mes de mayo la aplicación efectiva de las actualizaciones dispuestas en las resoluciones”.

La suspensión también se extiende a los aumentos previstos para el PEST (Precio Estacional de la energía eléctrica) y para el PIST (Precio en el Punto de Inyección al Sistema) que aplicaba los nuevos valores que regirían desde mayo a septiembre de 2024.

Para el valor del PIST esto implicaba, por ejemplo, que un usuario residencial del segmento N1 (altos ingresos) pasaría de pagar en abril 2,79 dólares por millón de BTU a 4,49 U$S/MMBTU en los meses que van de mayo a septiembre.

Desde las distribuidoras calificaron la decisión como un “sinsentido”, afirmaron que no hace más que echar para atrás todos los acuerdos que se habían realizado para recomponer la estructura de costos y que “ahora se pone en juego la sostenibilidad del sistema”.

Aunque no había sido oficializada hasta ahora, la decisión de esta suspensión se había dado a conocer hace dos semanas, momento en el que también el Ministerio de Economía había anunciado frenar la actualización del Impuesto a los Combustibles de mayo y postergarla para junio. Esta medida en particular se concretó finalmente el 2 de mayo mediante el Decreto 375/24 publicado en el Boletín Oficial.

Nuevo régimen tarifario con una fórmula en suspenso

En el caso del gas, en marzo a través de la Resolución 41/2024 el Gobierno nacional había presentado a las distribuidoras y transportistas el nuevo mecanismo de actualización mensual de los cargos de distribución y tasas y cargos por servicios. La misma se basa en una ecuación que contempla tres variables: el índice de salarios del sector privado, el Índice de Precios Internos al por Mayor (IPIM) y el Índice del Costo de la Construcción en el Gran Buenos Aires.

Esta misma norma aprobó los precios de gas en el PIST a ser trasladados a los usuarios finales para los consumos de gas realizados entre el 1° de abril y 31 de diciembre de 2024.

La aprobación de la suba de las tarifas fue acompañada, además, de un cambio en el régimen tarifario que implicó el paso de la totalidad del Valor Agregado de Distribución (VAD) hacia el componente de cargo fijo. El objetivo fue darle más estabilidad a la estructura de costos de las distribuidoras aunque, al mismo tiempo, implica un fuerte aumento en el caso de algunos usuarios.

Para la energía eléctrica, la fórmula de actualización del Costo Propio de Distribución (CPD) se calcularía mensualmente en función del índice de salarios, el Índice de Precios Internos al por Mayor (IPIM) y el Índice de Precios al Consumidor (IPC).

Es un sinsentido, en 20 días cambiaron las reglas de juego”

Consultado por la decisión, un representante de una importante distribuidora de gas que solicitó reserva, calificó la decisión de suspender los aumentos como “un sinsentido” y aseguró que “pone en juego la sostenibilidad del sistema”.

“Tres áreas de gobierno -Economía, Energía y Enargas- trabajaron en una metodología tarifaria que fue aprobada por las compañías, se celebraron actas acuerdos y ahora volvemos a fojas cero. En 20 días cambiaron las reglas de juego, es un desgaste total y agrega una cuota de incertidumbre absoluta porque hoy es esto y ¿en unos meses qué pasa?”, cuestionó.

Por otro lado, afirmó que la decisión sería “comprensible” a corto plazo si lo que se busca es ayudar a sostener los cuadros tarifarios, pero “siempre y cuando se vaya ajustando la tarifa porque lo que cobramos en abril se nos va licuando con la inflación”.

El referente comentó que no fueron informados acerca del plazo de esta suspensión, lo que complica más el panorama: “Nadie sabe si la pausa en la actualización es por este mes o por los próximos y la incertidumbre es total. En términos prácticos, toda indexación que no se haga de manera paulatina, cuando se aplique será peor y, en ese caso, si no se compensa lo anterior, será como decirnos: «Muchachos, a llorar a la iglesia»”

, Laura Hevia

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Albanesi comunicó que aceptará el acuerdo de renegociación de deuda que propuso el gobierno

Albanesi, una de las seis mayores generadoras de energía del país, aceptó este viernes la propuesta de reestructuración de la deuda acumulada por Cammesa durante el primer cuatrimestre del año. Es la primera empresa del segmento que avala las condiciones de renegociación —que en los hechos implican una quita del 50% del capital que dejó de pagar el Estado— establecidas por la resolución 58 de la Secretaría de Energía, publicada este jueves, que otorgó cinco días hábiles a los privados para que adhieran a la cancelación del pasivo. La propuesta es a través del bono en dólares AE38, que hoy cotiza un 50% bajo la par.

Albanesi está en pleno proceso de expansión de su parque de generación mediante la ampliación ya concluida de la Central Térmica Ezeiza, donde invirtió US$ 220 millones, la Central Térmica Maranzana (Río Cuarto), que demandará una inversión de US$ 190 millones, y la Central de Cogeneración Arroyo Seco (Santa Fe), con una inversión de US$ 150 millones.

Mediante un comunicado, la empresa señaló que “el Grupo Albanesi comunica que adhirió a la propuesta realizada por la Secretaría de Energía dependiente del Ministerio de Economía de la Nación, a través de la cual se instruyó a Cammesa a la firma de los acuerdos correspondientes con los acreedores del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM)”

“A raíz del momento de expansión que protagoniza el Grupo Albanesi en pleno proceso de inversión, tenemos la necesidad de priorizar los compromisos contractuales asumidos oportunamente con nuestros inversores y hacer frente a las obligaciones financieras. En esto radica la aceptación de dicha propuesta de carácter excepcional, transitoria y única, a través de la firma del acuerdo correspondiente”, informó la generadora.

“No obstante, el Grupo Albanesi ha acompañado la demanda del sector de la generación eléctrica, que de manera legítima reclama el pago de la energía entregada al sistema durante los últimos cuatro meses y el cumplimiento de los contratos vigentes”, concluyó.

, Redaccion EconoJournal

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En Estados Unidos aseguran que «hay apetito por Vaca Muerta»

Lo señaló María Miná, presidenta del Instituto Argentino de Petróleo y Gas Houston, tras el tradicional Cocktail de cierre de la Offshore Technology Conference (OTC). María Miná, presidenta del Instituto Argentino de Petróleo y Gas Houston, expuso en el cocktail de cierre de la OTC en Houston. Houston, Estados Unidos, Enviado especial. El futuro de Vaca Muerta está atado indefectiblemente a su sistema político y económico. Y en Estados Unidos, sobre todo en Texas, las preguntas de compañías globales y financistas apuntan a entender a un país que atesora un historial de inestabilidades políticas, económicas y normativas, y que hace […]

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“Va por buen camino”: Alejandro Bulgheroni ratificó su apoyo al Gobierno y reclamó leyes para estimular inversiones

El presidente de Pan American Energy dijo que Javier Milei “tiene bien claro cuáles son las problemáticas y las posibles soluciones” que necesita la Argentina; pidió que el Congreso “sancione leyes correspondientes que den confianza a las inversiones de largo plazo”. “El Gobierno va por buen camino”, dijo el empresario petrolero Alejandro Bulgheroni hoy, en un mensaje donde ratificó su explícito apoyo a la gestión de Javier Milei. Fue en su presentación en el Forum Nacional de Energía, organizado por Lide Argentina, donde insistió en que el país tiene “grandes oportunidades de inversión y crecimiento”, en sectores como la energía, […]

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La industria minera creció 4,8% interanual en marzo de 2024

El Instituto Nacional de Estadística y Censos (Indec), informó hoy que el índice de producción industrial minero (IPI minero) subió 4,8% interanual en marzo de 2024. Asimismo, el acumulado enero-marzo de 2024 presenta un aumento de 9,3% respecto a igual acumulado del 2023. 

Desde el Instituto precisaron que el índice de “Extracción de petróleo crudo y gas natural y servicios de apoyo para la extracción de petróleo crudo y gas natural” registró una suba de 5,1% respecto a igual mes de 2023. 

Por su parte, la “Extracción de minerales metalíferos” subió 2,3% en comparación con marzo del año pasado. A su vez, el índice de “Extracción de rocas ornamentales” mostró una baja de 32,0% respecto a igual mes de 2023.

Por último, el índice de “Extracción de sal” aumento 72,8% respecto a igual mes de 2023 y en el acumulado enero-marzo de 2024 presentó un incremento de 58,7%. 

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Alejandro Bulgheroni elogió el rumbo tomado por el Gobierno: “Va por buen camino”

Alejandro Bulgheroni, dueño de la petrolera PAE y uno de los principales empresarios del país, elogió el rumbo tomado por el gobierno de Javier Milei y abogó por la aprobación de la ley Bases en el Congreso.

“El Gobierno va por buen camino”, aseguró Bulgheroni en su presentación en el Forum Nacional de Energía, organizado por Lide Argentina.

Dijo que el país tiene “grandes oportunidades de inversión y crecimiento”, en sectores como la energía, la minería y la economía del conocimiento.

“Milei es el primer presidente que veo en los últimos 60 años que tiene bien claro cuáles son las problemáticas de la Argentina y las posibles soluciones”, sostuvo el presidente de Pan American Energy, integrante de la familia que posee el cuarto mayor patrimonio del país, estimado en US$ 4.900 millones.

Bulgheroni consideró que el gobierno “está llevando adelante cambios que están en la buena dirección”. 

“El Presidente habló de la necesidad de liberar los mercados y eliminar las trabas que alejan las inversiones y ratificó el cambio cultural que intenta imprimir en su gobierno para instalar al país en la senda de crecimiento sostenido”, destacó Bulgheroni.

Bulgheroni habló también de una “nueva Argentina” que, en su diagnóstico, se abre en el “cambio de rumbo” introducido por Milei. 

“Es una tierra de oportunidades, donde hay sectores como la energía, la minería y la economía del conocimiento que tendrán grandes oportunidades de inversión y crecimiento”, ponderó.

Bulgheroni subrayó la necesidad de aprobar leyes que respalden el escenario económico y proporcionen “seguridad” para el desarrollo del sector privado. 

El empresario dijo que esa seguridad jurídica no es posible si el Congreso no sanciona las leyes correspondientes que “brinden confianza a las inversiones de largo plazo”.

En el marco del encuentro de LIDE, el empresariado del sector energético hizo una fuerte defensa del régimen para grandes inversiones, conocido como RIGI, que se trata en el Senado.

Horacio Marín, presidente y CEO de YPF, dijo que “sin el RIGI, no hay GNL”.

El RIGI es un marco jurídico clave para construir una planta de licuefacción de gas para permitir la exportación del hidrocarburo al mundo.

Marin dijo que el escenario del negocio de exportación de gas solo “es competitivo con el RIGI”.

“YPF tiene un trabajo extraordinario con Petronas hace cuatro años, pero el problema es que era infinanciable. Y estamos un poco atrasados”, destacó Marín.

La inversión para esa planta ronda los US$ 2.200 millones e incluye la construcción del oleoducto Vaca Muerta Sur y el puerto.

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Conferencia de Tecnología Offshore: empresarios globales demostraron fuerte interés en invertir en Vaca Muerta

El evento, que se realiza en Houston, Texas, se llevó a cabo el domingo en el NRG Stadium y el stand de Argentina contó con bastante asistencia. Entre otros países, empresarios neuquinos y de otras comarcas de Argentina, encajaron un gran interés de inversores en uno de los eventos más importantes relacionados con la inversión offshore, conocido como Offshore Technology Conference. Es por ello que Canal E se puso en contacto con Darío Irigaray, reportero de Vaca Muerta News, con el fin de ampliar esta información. “El día domingo arrancó como una previa a lo que es la muestra, son […]

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El FMI y Estados Unidos preocupados por la ruptura de contratos de energía en la Argentina

Luego de que el gobierno ofreció pagar con bonos la deuda con generadoras de energía, el Fondo Monetario Internacional (FMI), la embajada de los Estados Unidos, el Departamento de Estado y el Departamento de Energía están preocupados por la “ruptura de contratos”.

Así lo afirmó el presidente de AES Argentina, Martín Genesio, en medio de la polémica entre el Gobierno y las generadoras eléctricas luego de que la Secretaría de Energía instrumentara el pago de la deuda por subsidios con el bono AE38, que implica una quita del 50%, según las empresas.

AES Argentina es una de las pocas empresas multinacionales que operan en el sector eléctrico.

Genesio dijo que recibió llamadas del Fondo Monetario y de los Estados Unidos para preguntarle más sobre el impacto en las compañías energéticas de las resoluciones 58 y 66.

“Romper un contrato es una muy mala señal. Mi expectativa es que se pueda solucionar de otra forma y no se rompan acuerdos previos”, aseguró Genesio, en el marco del seminario de Energía organizado por LIDE.

El alto ejecutivo dijo que “como empresa de Estados Unidos tenemos conversaciones permanentes con estas instituciones que preguntaron cómo se va a resolver la deuda”.

Las empresas enroladas en la Asociación de Generadores de Energía Eléctrica de la República Argentina (AGEERA) rechazaron la propuesta del ministro de Economía, Luis Caputo, para pagarles en bonos la deuda que mantiene CAMMESA por más de 1.000 millones de dólares.

La propuesta gubernamental ideada por Caputo consiste en cancelar la deuda por subsidios energéticos, que en el documento oficial se reconoce que a fines de abril alcanzaba $1.074.258.000.000, con una quita del 50% mediante la entrega de un bono en dólares (AE38) para diferir los montos vencidos correspondientes a diciembre y enero.

A las pocas horas de la oficialización, AGEERA le hizo llegar una nota al Ministerio de Economía en la que enumera siete puntos por los que rechaza esta forma de pago.

En la carta firmada por Gabriel Baldassarre, presidente de AGEERA, se indica que la propuesta “impacta en los compromisos financieros asumidos por algunos Generadores con quienes otorgaron financiamiento para desarrollar las inversiones en sus respectivas centrales”.

También se alerta que aceptar este método de pago supone “una quita adicional en la remuneración de los generadores que venden su energía al Spot en pesos, la cual ya se ha visto desvalorizada fuertemente por la elevada inflación de los últimos meses”.

AGEERA alertó que “una modificación unilateral, tanto en los contratos como en los demás derechos adquiridos, repercutiría fuertemente en el mercado eléctrico y las señales para inversión futura, así como en la credibilidad financiera de las empresas, del mercado y del país”.

En ese sentido, agrega que “un problema financiero del mercado energético se convertiría en un incumplimiento del Estado Nacional, fuerte signo de falta de seguridad jurídica”.

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YPF sale a vender: de qué activos se desprenderá y con cuáles se queda

Horacio Marin reveló que YPF venderá sus filiales de Brasil y Chile. Además, se desprenderá de sus acciones en Metrogas y para septiembre no tendrá más los campos maduros. Seguirá en YPF Luz, YPF Litio y en Y-TEC. El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, confirmó que la petrolera de mayoría estatal avanzará en profundos cambios, al desprenderse de alguno de sus activos, y al mismo tiempo sumarse en nuevos sectores. Además del proceso de venta de los 55 campos maduros que se está llevando a cabo, el ex Tecpetrol afirmó que venderán las filiales de YPF Brasil e […]

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El Gobernador Cornejo participó en la inauguración de un nuevo parque de generación fotovoltaica

Fue generado por las bodegas Chandon Argentina y Terraza de los Andes y cuenta con 522 paneles solares. Este tipo de energía renovable permitirá el abastecimiento energético de esas empresas. Desde hace mucho tiempo, Mendoza suma energía sustentable de forma planificada y estratégica en distintos sectores de la economía provincial. De hecho, se posiciona como una de las provincias que más desarrollan este tipo de energías renovables. Con este panorama, este jueves, el Gobernador Alfredo Cornejo asistió a la inauguración del Parque de Generación Fotovoltaica de Chandon Argentina y Terraza de los Andes, ubicado en la Ruta Provincial 15, kilómetro […]

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El gobernador Orrego recibió al embajador de Estados Unidos en Argentina

Se trata de Marc R. Stanley, quien visita por primera vez la provincia y manifestó estar maravillado por las oportunidades de la provincia en materia de cobre y energía solar. El gobernador Marcelo Orrego recibió en la tarde de este jueves los saludos protocolares del Embajador de Estados Unidos en Argentina, Marc R. Stanley, que visita por primera vez la provincia y en su estadía de tres días visitara la planta de fabricación de paneles solares, los parques nacionales y el telescopio”. De la reunión que se desarrolló en la sala Camus estaban presentes, la ministra de Gobierno, Laura Palma, […]

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Bases de Ley: José María Carambia, el senador de Santa Cruz, propuso elevar el umbral para las donaciones mineras del 3 al 30%

En el contexto del debate sobre las Bases de Ley, el legislador santacruceño José María Carambia dijo que el Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) presentó un proyecto de ley con el propósito de cambiar el techo de 3% a las provincias mineras por un 30%. El porcentaje se ha visto aumentado desde hace varios años. Cuestionando el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI), el legislador santacruceño José María Carambia del bloque Por Santa Cruz, se presentó durante el plenario de comisiones por la Ley Bases en el Senado de la Nación. En ese escenario, el senador […]

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Pedido a Milei: energéticas quieren más desregulación para avanzar con sus planes

Las principales compañías del Oil & Gas y las renovables coincidieron en un reclamo al Gobierno de acelerar la desregulación del sector para agilizar inversiones claves que permitan un salto exportador. La industria energética se asume como uno de los grandes segmentos que puede transformarse en factor de desarrollo para la Argentina, pero demanda al Gobierno la creación de un marco de negocios adecuado basado en una desregulación y en un fortalecimiento de la seguridad jurídica para atraer las inversiones millonarias necesarias. En medio de una incipiente tensión con la administración de Javier Milei, los líderes de las principales compañías […]

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Las petroleras se suman a las eléctricas en el rechazo al pago en bonos ofrecido por Nación

El conflicto en el sector energético que arrancó con las diferencias entre las empresas generadoras y el Gobierno sumó hoy un nuevo capítulo. Las compañías productoras de hidrocarburos confirmaron hoy su rechazo a la propuesta del Gobierno de cancelar con un bono del Tesoro la millonaria deuda que Cammesa, la firma mixta de control estatal, acumuló por flujos de energía impagos en diciembre y enero. Fue a través de una carta que la Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos (CEPH) envió al ministro de Economía Luis Caputo y al secretario de Energía, Eduardo Rodríguez Chirillo, donde informan que “la […]

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Llega una nueva entrega de los Premios Nacionales a la Calidad 2023

En el marco de la Ley 24.127, instituida con el fin de propiciar la mejora de la competitividad de empresas y organizaciones de nuestro país, el próximo miércoles 15 de mayo tendrá lugar la ceremonia de entrega de los Premios Nacionales a la Calidad 2023.

Luego del proceso de evaluación de las organizaciones concursantes durante el período 2023, resultaron ganadoras las siguientes empresas:

Cervecería y Maltería Quilmes

Categoría: Gestión Integral

Schneider Electric Argentina

Categoría: Gestión Integral

Macoser SA

Categoría: Gestión PyME

Unidad Generación de Energía Eléctrica de Pampa Energía SA

Categoría: Gestión de la Transformación Digital

Asimismo, la Gerencia Ejecutiva Química de YPF SA fue distinguida con mención especial a la Gestión de Procesos y a la Gestión de la Responsabilidad Social.

La jornada

El acto se realizará en el Auditorio de la Secretaría de Industria y Comercio de la Nación y las entregas estarán a cargo de Pablo Lavigne, secretario de Comercio; de Daniela Ramos, subsecretaria de Política Industrial; y de Daniel Herrero, presidente de la Fundación Premio Nacional a la Calidad.

La Fundación Premio Nacional a la Calidad es la institución designada por la mencionada ley para llevar adelante todas las etapas del concurso anual de las empresas y organizaciones privadas que voluntariamente se presentan. Todas ellas, independientemente de los resultados alcanzados, son retroalimentadas con un enriquecedor informe de sus fortalezas y oportunidades de mejora, elaborado por el equipo multidisciplinario de destacados profesionales por el que fueron evaluadas.

El proceso culmina con el dictamen del cuerpo de Jueces, conformado por destacados ejecutivos y referentes del ámbito empresarial, el cual es finalmente refrendado por la Autoridad de Aplicación de la ley, en este caso el Ministerio de Economía de la Nación.

, Redaccion EconoJournal

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En el último año la Provincia llevó el gas natural a más de 2260 familias

En el último año 2264 hogares rionegrinos, de 22 localidades, accedieron al gas natural a través del plan Gas Rionegrino, financiado desde de la Comisión de fondos de gas de la Legislatura de Río Negro. Las obras de ampliación de redes de gas buscan acompañar el desarrollo de cada localidad, con la inclusión de más familias rionegrinas a un servicio de gas seguro y de calidad. Mientras que a nivel nacional la obra pública no es prioridad, Río Negro sigue invirtiendo en servicios básicos para su población y dando trabajo a través de la obra pública generada. Familias de Cervantes, […]

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EE.UU: Biden cierra filas con el Partido Demócrata tras su decisión de suspender nuevo permisos de exportación de GNL

El presidente de los Estados Unidos, Joe Biden, recibió un importante respaldo del Partido Demócrata a una de sus decisiones más controvertidas en materia energética y de política exterior. Casi 75 diputados y senadores demócratas firmaron una carta en respaldo a la medida adoptada por el gobierno federal para suspender el otorgamiento de nuevos permisos de exportación de gas natural licuado (GNL). Se trata de un apoyo importante de cara a las elecciones presidenciales de este año, pero también configura una señal crecientemente inquietante para los países que apuestan al suministro estadounidense, debido al sesgo anti exportador que comienza a tomar forma en las filas del Partido Demócrata.

«Creemos que los hechos son claros: las exportaciones de GNL perjudican a los hogares y consumidores industriales estadounidenses«, dice la carta firmada por 12 senadores y 60 representantes de la cámara baja del Congreso, que fue remitida esta semana a la Casa Blanca. La misiva supone un respaldo importante para el presidente frente a los cuestionamientos que viene recibiendo de la industria petrolera, el Partido Republicano y desde el extranjero.

Por iniciativa de Biden, el Departamento de Energía (DOE) frenó temporalmente el otorgamiento de nuevos permisos de exportación de GNL, que son necesarios para exportar el gas a los países con los que EE.UU. no tiene firmado un acuerdo de libre comercio. Son países como Japón o los que integran la Unión Europea. Este factor explica porqué el tema generó tanto ruido en la industria y países aliados.

En marzo la secretaria de Energía, Jennifer Granholm explicó que la Ley Nacional de Gas obliga al gobierno a aprobar autorizaciones para proyectos de GNL si están dentro del interés público. «Hacemos un estudio periódico para determinar si las cosas han cambiado, qué es de interés público y cómo debemos avanzar«, explicó la secretaria en el CERAWeek en Houston. Granholm también aseguró que la suspensión terminaría dentro de un año y que no afecta a los proyectos que ya tienen su permiso de exportación aprobado.

Sesgo antiexportador

Al momento de anunciar la suspensión, la Casa Blanca enumeró varios motivos, pero la comunicación presidencial focalizó en el motivo ambiental. “Esta pausa en las nuevas aprobaciones de GNL ve a la crisis climática como lo que es: la amenaza existencial de nuestro tiempo”, dijo Biden en un comunicado en enero. Sin embargo, la carta firmada esta semana por los congresistas demócratas deja entrever que la discusión esta transitando más bien por otros carriles.

“Dado que nuestros aliados están bien abastecidos por las exportaciones existentes, estamos de acuerdo en que ahora es el momento de dar un paso atrás y examinar los impactos a largo plazo que las exportaciones adicionales de GNL de EE. UU. tendrán en los consumidores, las industrias y el ambiente”, explicaron los congresistas.

La carta agrega que “la Comisión Federal Reguladora de Energía (FERC) concluyó que ‘el crecimiento continuo de las exportaciones netas, incluidas las de las instalaciones de exportación de gas natural licuado (GNL), ejercerá una presión adicional sobre los precios del gas natural’”.

Los congresistas también buscan incidir en la forma en que el Departamento de Energía evaluará si un proyecto cumple con el interés público. “La determinación de interés público del DOE para las exportaciones de GNL debería incluir una prueba de los efectos que las aprobaciones de exportación tendrán en los consumidores estadounidenses, particularmente en los hogares de bajos ingresos, cuya carga energética suele ser tres veces mayor”, señalaron.

Interés público

Actualmente EE.UU. cuenta con una capacidad de licuefacción de 14 bcf por día y hay proyectos en construcción por 12 bcf. El DOE también aprobó proyectos por otros 22 bcf que esperan por una decisión final de inversión. El gobierno aclaró en reiteradas ocasiones que ninguno de estos 48 bcf de capacidad de exportación están alcanzados por la suspensión de permisos.

En cambio, para cualquier otro proyecto que se presente en el futuro, se considerará si cumple con el interés público según una serie de factores. “El DOE inició una pausa temporal en las exportaciones de GNL para que nuestros laboratorios realicen una evaluación basada en datos sobre qué significan unas mayores expansiones en las exportaciones estadounidenses para nuestro clima, para la energía global, para la seguridad nacional y global de nuestros aliados y para los precios internos«, explicó Granholm en el CERAWeek.

Presiones

El respaldo del nutrido grupo de demócratas llega en un momento de fuertes presiones de la industria y del Partido Republicano para que la suspensión sea levantada. En abril los republicanos intentaron sin éxito incluir en un paquete de ayudas económicas a Israel, Ucrania y al Asia Pacífico (principalmente a Taiwan) algunos artículos que hubiesen limitado los poderes del Departamento de Energía sobre las autorizaciones de exportación de GNL.

Previamente, en febrero, más de 150 congresistas republicanos, encabezados por la presidenta del Comité de Energía y Comercio de la Cámara de Representantes, Cathy McMorris Rodgers, enviaron una carta al presidente Biden criticándolo por la suspensión. “Esto es económica y estratégicamente peligroso e innecesario. Tanto bajo administraciones demócratas como republicanas, el DOE ha determinado sistemáticamente que las exportaciones de GNL de Estados Unidos sirven al ‘interés público’ porque aportan beneficios económicos positivos y fortalecen la seguridad energética del pueblo estadounidense, y también tienen el potencial de reducir las emisiones globales de gases de efecto invernadero”, dijeron los republicanos.

Biden también recibe presiones de los demócratas en los estados en los que la industria del gas y el GNL pesa con fuerza. El caso central es el de Pennsylvania, el segundo estado productor de gas natural en los EE.UU. “Si esta decisión pone en riesgo los empleos energéticos de Pennsylvania, presionaremos a la Administración Biden para que revierta esta decisión”, declararon Bob Casey y John Fetterman, senadores demócratas por el estado. El tema es aún más relevante para los demócratas si se considera que Pennsylvania es un estado clave en todas las elecciones presidenciales por el número de representantes al colegio electoral que aporta. Donald Trump ganó allí en 2016 y Biden se impuso en 2020. La pelea electoral promete ser nuevamente reñida.

Un antecedente

No es la primera vez que en las filas demócratas expresan preocupación por las exportaciones de GNL. A principios de 2022, una decena de senadores firmaron una carta en la que pidieron a Biden que limitara las exportaciones de gas licuado para moderar los precios domésticos del gas natural.

Los contratos de gas natural en el NYMEX cotizaban a US$ 4 por MMBtu al momento de la publicación de esa carta. Pocos días después comenzó la invasión de Rusia a Ucrania, exacerbando aún más la demanda internacional de gas natural licuado, que ya venía en ascenso desde mediados de 2021. Este factor y otros de carácter domésticos llevaron a que el precio mayorista promedio del gas Henry Hub del año 2022 fuera de US$ 6,45 MMBtu, el precio más alto desde 2008 y un aumento de 53% en comparación con el precio promedio de 2021, según datos de la Administración de Información Energética (EIA).

Precios spot Henry Hub 2022 (EIA).

La situación de mercado hoy es exactamente la contraria. El gas esta cotizando a precios mayoristas de US$ 2 por MMBtu, más cerca del precio promedio de los años inmediatamente anteriores a la pandemia. Uno de los drivers de esta baja es el aumento del gas asociado con el crecimiento de la producción petrolera en Texas. EE.UU. esta registrando una producción récord de 13 millones de barriles diarios.

, Nicolás Deza

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Panamá anticipa una nueva licitación de corto plazo para el suministro de potencia y energía

La Secretaría Nacional de Energía (SNE) publicó una Resolución dirigida a recomendar a la Empresa de Transmisión Eléctrica, S.A. (ETESA) la elaboración y presentación ante la Autoridad Nacional de los Servicios Públicos (ASEP), del pliego necesario para efectuar una Licitación pública, de corto plazo, tendiente a contratar la potencia y energía.

Este documento firmado por la secretaria Rosilena Lindo Riggs, se alinea con la Agenda de Transición Energética, que busca dinamizar el sector eléctrico y llevar adelante los cambios que requiere el país en forma participativa, justa y equitativa.

Desde la SNE confirmaron a Energía Estratégica que el pliego de cargos ya está siendo trabajado por ETESA y revelaron en exclusiva para este medio que la convocatoria será por «al redor de 90MW».

Este anticipo de licitación -que se da en momentos de transiciones de gobierno- demuestra que el sector eléctrico precisa avanzar a todo ritmo para cubrir los requerimientos de una demanda al alza en el Hub de las Américas.

Si bien, aún no se aclara de cuántos megavatios sería la convocatoria requerida, el tiempo apremia para llevarla a cabo. Según indica la Resolución de la SNE el

esquema de contratación debería incluir:

La recepción de ofertas para el acto de licitación pública se deberá realizar a más tardar treinta (30) días después de la publicación del pliego de cargos, teniendo en cuenta las modificaciones que el regulador pueda hacer a los plazos aplicables establecidos en las Reglas de Compra.

Los requerimientos de potencia firme y de energía para plantas existentes deberán ser atendidos en un solo renglón de potencia firme y energía asociada.

Periodo a asignar los contratos de suministro: desde el 1 de enero del 2025* hasta 31 de agosto del 2026.

En tal sentido, es preciso aclarar que ETESA oficiaría como gestora de este proceso, pero los compradores de los productos de potencia y energía serían la Empresa de Distribución Eléctrica Metro-Oeste S.A. (EDEMET), la Empresa de Distribución Eléctrica Chiriquí S.A. (EDECHI) y Elektra Noreste S.A. (ENSA).

Aquello sería coincidente con los procesos de corto plazo precedentes, como la Licitación LPI NO.ETESA 01-21 o la Licitación LPI Nº. ETESA 01-23 en las cuales no se alcanzaron los niveles de contratación mínima de potencia y energía para todas las empresas de distribución eléctrica establecidos en las Reglas de Compras, lo que precisamente hizo necesario este nuevo proceso.

En su momento, los generadores que asistieron a dichas convocatorias se pronunciaron en contra de los cálculos para definir los precios del oferente virtual y, aunque en ambos casos habían reflejado mejoras respecto a los previos, complejizaba la adjudicación de todos los requerimientos.

Considerando aquello, en la convocatoria de corto plazo que se plantea para este año, la SNE recomienda a la ASEP realizar una evaluación técnica/económico utilizando diversos precios de la oferta virtual que considere las estaciones predominantes en Panamá (estaciones seca y lluviosa), para determinar si existen beneficios en el volumen de contratación y de ser así implementar esta medida.

Resolución N.° MIPRE-2024-0015583 de 9 de mayo de 2024

*En la Resolución publicada el Periodo a asignar los contratos de suministro está definido erroneamente desde el 1 de enero 2024* hasta 31 de agosto 2026. Lo correcto sería desde «el 1 de enero del 2025»

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La producción de shale oil de YPF creció un 21% interanual y alcanzó los 112.000 barriles equivalentes por día

YPF, la petrolera bajo control estatal, presentó los resultados que obtuvo en el primer trimestre de 2024. La producción de crudo shale mostró un crecimiento interanual del 21%, al alcanzar los 112.000 barriles equivalentes por día en el primer trimestre de este año. El EBITDA ajustado llegó los US$ 1.245 millones, un 15% superior al trimestre anterior.

La producción total de hidrocarburos promedió los 526.000 barriles equivalentes de petróleo por día, un crecimiento del 3% respecto al primer trimestre de 2023. Según destacaron desde la compañía “Este resultado fue impulsado por la producción shale que hoy representa el 49% del total de la compañía”. La producción de petróleo se mantuvo alta en 255.000 barriles equivalentes diarios, un 7% superior a la del primer trimestre de 2023.

Las exportaciones de petróleo Medanito a Chile totalizaron 23.000 barriles por día, lo que representa un crecimiento del 22% respecto al cuarto trimestre del 2023.

Demanda

 La demanda local de combustibles disminuyó un 11% con relación al cuarto trimestre del año anterior debido principalmente a la contracción de la demanda minorista y a la demanda estacional de gasoil, según precisaron desde la petrolera. Las importaciones de combustibles disminuyeron sensiblemente y sólo representaron el 4% de las ventas locales de combustibles en el primer trimestre de este año.

Los niveles de procesamiento en los tres complejos industriales de YPF promediaron los 301.000 barriles día, alcanzando un ratio de utilización del 92%, un 4% superior respecto al cuarto trimestre de 2023.

Inversiones

Las inversiones totalizaron los US$1.252 millones, un 4% menores a las del mismo período del año anterior. Más del 50% del total fue concentrado en Vaca Muerta en línea con la estrategia de crecimiento en el corto plazo de la compañía.

El flujo de caja libre fue negativo por US$394 millones, considerando que las inversiones y los pagos de las importaciones diferidas del 2023 al primer trimestre de 2024 y los intereses financieros no fueron totalmente compensados por el flujo positivo de las operaciones. La deuda neta alcanzó los US$ 7.200 millones, un ratio de apalancamiento neto de 1,7x.

, Redaccion EconoJournal

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CNE da a conocer estudio de percepción en torno al proceso de licitación de suministro

En el marco del constante monitoreo que realiza de los mercados energéticos del país, la Comisión Nacional de Energía (CNE) encargó a la Consultora Criteria el estudio de opinión “Percepciones sobre el proceso de licitación de suministro a clientes regulados”, con el objetivo de conocer la opinión y percepción de las empresas generadoras que han participado en estos procesos y así evaluar el desempeño y potenciales perfeccionamientos a este mecanismo, cuyo acto de adjudicación del último proceso se realizó recientemente.

Es así como, dentro del estudio, realizado con una metodología estandarizada, participaron 25 empresas generadoras representativas del mercado nacional, tanto nuevos entrantes como empresas consolidadas, y de diversos tamaños, considerando desde aquellas menores a 100 MW hasta las que superan los 1.500 MW de capacidad instalada.

Las principales líneas de indagación de la encuesta apuntaron a conocer los factores que inciden en la participación de la licitación, así como la percepción respecto de las modificaciones introducidas en el proceso de licitación 2023/01 y los temas que la industria considera que serían relevantes para futuros procesos.

Resultados

Entre los principales resultados del estudio se encuentran los siguientes hallazgos:

Los factores que más afectan la participación de potenciales oferentes son las dificultades de financiamiento (88%), las condiciones del mercado de generación (72%) y las dificultades para obtener permisos (72%).

Además, un 60% señala que existen otras razones corporativas, como priorizar portafolios en ejecución, restructuraciones y venta de activos, las que afectan mucho o bastante la participación, mientras que un 40% indicó la escasez de proyectos desarrollados en condición ready to build.

Al detallar estas razones, las empresas encuestadas relevaron factores regulatorios y de infraestructura, tales como la incertidumbre por políticas de estabilización tarifaria y congestiones en transmisión, y factores económicos y de riesgos asociados al financiamiento y la percepción de un ambiente regulatorio inestable.

Respecto a los cambios realizados en la Bases de Licitación 2023/01, un 92% de los encuestados indican que el mecanismo de traspaso de costos sistémicos ha sido un factor importante al momento de interesarse y participar en esta licitación, al igual que la zonificación de la demanda y los puntos de ofertas (84%).

Por otro lado, el incentivo al almacenamiento fue valorado positivamente por un 56% de los encuestados.

Respecto a la evaluación general sobre los procesos de licitación, el 76% de los encuestados evalúa positivamente los tiempos y plazos del proceso, al tiempo que 72% evalúa positivamente la accesibilidad de los documentos de interés; un 64% lo hace respecto a la disponibilidad de documentos, y un 56% evalúa positivamente a la claridad de la información y su difusión.

Expectativas y posibles perfeccionamientos a los procesos de licitación

Sobre las expectativas y la valoración de los procesos de licitación de suministro a clientes regulados, un 72% manifiesta que son procesos relevantes para lograr un suministro a precios eficientes para clientes regulados, mientras que 56% menciona la importancia que tiene el mecanismo de licitaciones en la incorporación de nuevos proyectos de generación.

Por otro lado, casi la mitad (48%) de los encuestados señala la importancia que tienen estos procesos licitatorios en la promoción de la entrada de nuevos actores al mercado y en la promoción de la transición energética (48%).

Respecto a los ámbitos de mejoras a las Bases de Licitación, el estudio arroja los siguientes aspectos:

Aumentar la estabilidad regulatoria y proteger los contratos suscritos.
Precio de reserva acorde al mercado y mejorar incentivos al almacenamiento.
Eventual incorporación de cláusulas ‘take or pay’ y garantías de facturación mínima.
Flexibilizar los contratos para permitir ajustes ante cambios de mercado y fomentar participación de nuevos actores y tecnologías.

Alcances

Marco Mancilla, secretario ejecutivo de la CNE, señaló que los resultados de este estudio “constituyen un insumo relevante para el seguimiento que hacemos permanentemente en torno al mecanismo de licitaciones de suministro, por lo que realizar este tipo de ejercicio nos permite tener una comprensión más sistemática de las percepciones de los agentes de este mercado”.

“Un resultado relevante que arroja el estudio respecto de la evaluación del mercado de generación y percepción sobre su futuro, es que, a pesar de que la mirada actual de los encuestados sobre el mercado de generación no es positiva, en general, la industria tiene una mirada optimista sobre la salud del sector de cara al 2030”, precisó.

“Por último, la idea es avanzar junto a la industria y todas las partes interesadas en este tema, para que siga cumpliéndose el objetivo de asegurar suministro eléctrico continuo y al menor costo posible a los clientes regulados, razón por la cual la CNE tiene mecanismos de participación para todos los interesados en estos procesos licitatorios”, añadió la autoridad.

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Dominicana otorga Segunda Enmienda al contrato de Concesión Definitiva para el Proyecto Montecristi Solar

Se llevó a cabo la firma de la Segunda Enmienda al contrato de Concesión Definitiva para el proyecto «Montecristi Solar», entre el Estado dominicano, representado por la Comisión Nacional de Energía (CNE), y la empresa Montecristi Solar FV, S.A.S.

Fue firmado por el director ejecutivo de la CNE, Edward Veras y el presidente-administrador, Martin Johann Wagner. Bajo el nombre de «Montecristi Solar», este proyecto energético representa un hito significativo en el panorama nacional, con una capacidad concesionada impresionante que abarca dos fases distintas.

En su Fase I, Montecristi Solar se erige con una capacidad de cincuenta y siete punto noventa y seis megavatios (57.96 MW), mientras que en su Fase II, la capacidad se despliega con cincuenta y siete punto noventa y seis megavatios pico (57.96 MWp) y cincuenta y dos punto ochenta megavatios nominal (52.80 MWn).

En total, esta enmienda consolida una capacidad concesionada pico de Ciento quince punto noventa y dos megavatios pico (115.92 MWp) y una capacidad nominal total de Ciento cinco punto sesenta megavatios nominal (105.60 MWn).

La fuente primaria de energía para este proyecto es la solar fotovoltaica, marcando así un paso firme hacia la diversificación y la sostenibilidad en el sector energético del país. Ubicado en el Municipio Guayubín, provincia Montecristi, República Dominicana, Montecristi Solar no solo promueve la generación de energía limpia, sino que también contribuye al desarrollo económico y tecnológico de la región.

Este acuerdo refleja el compromiso continuo del Gobierno dominicano con la expansión de las energías renovables y el impulso de proyectos innovadores que fortalezcan la infraestructura energética del país. La firma de la Segunda Enmienda al contrato de Concesión Definitiva es un paso adelante hacia un futuro más sostenible y próspero para todos los dominicanos.

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Más generación para ganarle a la fluctuación de voltaje: la premisa que sacaría adelante a Puerto Rico

Puerto Rico avanza en la implementación de medidas para lograr su transición energética con fuentes renovables. No obstante, la inestabilidad del voltaje presente en estos momentos generaría retos adicionales a los participantes del mercado. 

De acuerdo con Javier Rivera, CEO de Sunbeat Energy, la situación actual dificulta el funcionamiento adecuado de los equipos de energía renovable y obstaculiza el progreso del archipiélago hacia un futuro energético sostenible.

Al respecto, es preciso recordar que todos los equipos de energía renovable tienen unos parámetros de valores altos y bajos donde pueden desarrollarse; cuando estos están por debajo de los parámetros normales, los equipos tienden a protegerse y crea la contingencia de que el beneficiario no tenga el sistema energético en caso de una emergencia. 

¿Qué principal efecto negativo trae? Según explicó el empresario, además de propiciar la indisponibilidad del sistema, está creando una fisura entre lo que es la garantía y el servicio de sistemas de generación y almacenamiento distribuidos. 

“En este caso, el sistema eléctrico del país crea una sobrecarga de costos y de servicios que realmente no están cubiertos dentro de una garantía y que en un futuro podría tener un impacto económico a los residentes que se benefician de los equipos energéticos brindados por fondos federales o sencillamente por fondos privados”, observó Javier Rivera. 

¿Cuál sería la solución? Desde la perspectiva del referente de Sunbeat, aumentar la generación tanto en utility scale como generación distribuida permitiría contar con una mayor cantidad de potencia disponible para estabilizar el sistema y resolver las fluctuaciones de voltaje. 

Hasta tanto se resuelva a fondo esa problemática, Sunbeat Energy está ofreciendo en el mercado inversores y baterías con parámetros más amplios para hacer frente a las fluctuaciones de voltaje.

“Nos vemos atemperados a buscar una solución. Por eso, nuestros equipos ahora mismo en el mercado son unos de los que tienen los parámetros más amplios para enmendar los mismos. Además, tienen la capacidad de poder segmentar a unas áreas de mayor voltaje y de menor voltaje más amplios, en comparación a otros productos que están en el mercado”. 

Aquello no sería todo. Rivera mencionó que están orientando a los clientes para que reporten variaciones directamente a la compañía eléctrica Luma, y hagan sus querellas con el fin de estabilizar los voltajes por zonas. Sin embargo, reconoce que esto es un desafío que requiere de unir voluntades entre distintos actores del mercado. 

“Definitivamente, es una labor titánica. Cada sector tiene que incurrir en unos ajustes de voltaje por generación que muchas veces está hasta fuera de sus manos. Así que lo que se está haciendo es orientar al consumidor a poder comunicarse directamente con la agencia de generación, en este caso Luma, para que logre estabilizar el sistema y que los equipos que están brindando de alguna manera estabilidad al sistema puedan funcionar de manera apropiada”, comentó Javier Rivera, CEO de Sunbeat Energy. 

Y concluyó: “Encontrar un culpable no nos va a llevar a crear un pilar para la energía renovable y a trascender a nivel mundial. Lo más importante es unir voluntades entre el sector privado y el sector público. El llamado es a sentarse a buscar soluciones y conseguir las fortalezas de cada uno, para lograr la transformación energética del país”.

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A la espera de confirmación: Jinko sigue de cerca las posibles licitaciones en Panamá y Guatemala

Jinko Solar, reconocido fabricante chino de soluciones fotovoltaicas, fue una de las grandes empresas que asistieron al mega evento Future Energy Summit Central America & The Caribbean.

Ricardo Palacios, director de ventas para Centroamérica, Caribe y México de Jinko Solar, dio a conocer la visión de la compañía en cuanto a proyectos y soluciones para los mercados de Latinoamérica y anunció que acompañarán las futuras convocatorias en la región.

“Buscamos la posibilidad de llegar a la mayor cantidad de participantes en las licitaciones. Y desde Jinko Solar seguimos de cerca los procesos con empresas, desde aquellas que están iniciando el desarrollo de sus proyectos hasta las más avanzadas en el camino”, sostuvo durante el panel de debate “Focus Panamá y Guatemala: Proyectos Utility Scale y la resiliencia e independencia energética como objetivo fundamental”.

De hecho, Palacios vaticinó que algunos clientes cercanos a la compañía que ya poseen concesiones activas estarán portando su presencia en ese tipo de convocatorias aunque ni siquiera tengan construidos los proyectos. 

En Panamá ya fue lanzada la Licitación Pública Internacional (LPI) Nº ETESA 01-24 para la contratación de largo plazo de potencia y energía exclusivamente a centrales de generación renovable.

La particularidad es que el sector aún está a la espera que la autoridad y la Empresa de Transmisión Eléctrica, S.A. (ETESA), entidad gestora de la licitación, se expidan sobre las adendas planteadas para asegurar la claridad durante el proceso previo a la celebración del acto de presentación y recepción de ofertas, debido a ciertas dudas en la normativa de almacenamiento y cálculo de potencia firme para centrales híbridas. 

Aunque es preciso recordar que el nuevo gobierno de Panamá fue elegido el pasado domingo 5 de mayo e iniciará sus actividades recién el 2 de julio, por lo que aún resta conocerse si se entregarán ofertas antes de su asunción o mucho después

Mientras que por el lado de Guatemala, la Asociación de Generadores con Energía Renovable (AGER) puso a consideración que se desagregue la gran licitación PEG-5, la cual fue anunciada por el exministro de Energía y Minas, Manuel Eduardo Arita Sagastume, con el objetivo de adjudicar nuevas plantas de generación para el 2030, pero las nuevas autoridades de gobierno no ratificaron dicho compromiso. 

Por tanto el regulador no se pronunció al respecto y tampoco socializaron pliegos, aunque el presidente electo, Bernardo Arévalo, está al tanto de ello, por lo que seguramente será cuestión de que la política energética termine de tomar forma para que se avance en la materia. 

A pesar de ello, desde Jinko Solar insistieron en que las licitaciones son pasos en la dirección adecuada para reducir la huella de carbono.

“Además, implica mantener matrices balanceadas dentro de las renovables y una oportunidad para poder ofrecer que los productos fotovoltaicos puedan estar en esos proyectos”, agregó el director de ventas para Centroamérica, Caribe y México de la compañía.

Cabe recordar que Jinko Solar ostenta una participación de mercado del 15% y cuenta con una capacidad productiva de aproximadamente 80 GW, pero en Latinoamérica el market share asciende a 30%, lo que significa que uno de cada tres módulos vendidos en la región es de su marca.  

A la par que avanza con la premisa de generar una solución completa para el sector, ya que no solo busca liderar en el segmento de los módulos teniendo el control de la fabricación de cada uno de los componentes para la generación fotovoltaica, sino además replicarlo para almacenamiento.

“Jinko tiene una incursión en baterías para almacenamiento, tanto para el segmento comercial – industrial como utility scale. Y una de las razones es porque sabemos que es el complemento ideal para lo que hacíamos anteriormente. Buscamos ofrecer soluciones 2 en 1, como una sola empresa que se encarga de hacer ambas tecnologías”, subrayó Ricardo Palacios en FES CA & The Caribbean.

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También la CEPH rechazó cobrar con bonos la deuda de Cammesa

En una nota que lleva la firma de su presidente, Carlos Ormachea, la Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos (CEPH) expresó al ministro de Economía, Luis Caputo, y al Secretario de Energía, Eduardo Rodriguez Chirillo, su rechazo a la propuesta de pago parcial con bonos de la deuda que CAMMESA tiene con los productores de gas, formulada por el gobierno.

Este rechazo se sumó al expresado por la Asociación de Generadores de Energía Eléctrica (Ageera) esta misma semana.

En cualquier caso serán las empresas miembro de cada una de estas entidades las que resolverán si accionan judicialmente en el caso de que Economía ratifique su propuesta.
La CEPH nuclea a las mas importantes empresas productoras de petróleo y de gas que operan en el país, aunque YPF informó que “toda comunicación emitida por la Cámara NO incorpora la posición de la Compañía (de mayoría accionaria estatal) salvo que expresamente así lo indique”.

El texto cursado por la Cámara hace hincapié en “la Resolución de la Secretaría de Energía 58/2024, que dispone la forma de pago de la deuda que actualmente mantiene CAMMESA con los productores de gas nucleados en esta Cámara por las entregas de gas natural de los meses de diciembre de 2023 y enero y febrero de 2024”.

“La Resolución dispone respecto de la Deuda que CAMMESA deberá determinar el monto correspondiente con cada Acreedor del MEM (según dicho término se define en la Resolución) para luego firmar acuerdos individuales con el objeto de abonar los meses de diciembre 2023 y enero 2024 mediante la entrega de bonos AE38, y el mes de febrero 2024 en efectivo”.

“Al respecto, le informamos que la mayoría de los Productores nucleados en esta Cámara rechaza la modalidad de pago dispuesta. El rechazo en cuestión se funda en lo siguiente:

La Resolución afecta los derechos contractuales de los Productores al amparo de los contratos celebrados con CAMMESA en el marco del “PLAN DE REASEGURO Y POTENCIACIÓN DE LA PRODUCCIÓN FEDERAL DE HIDROCARBUROS, EL AUTOABASTECIMIENTO INTERNO, LAS EXPORTACIONES, LA SUSTITUCIÓN DE IMPORTACIONES Y LA EXPANSIÓN DEL SISTEMA DE TRANSPORTE PARA TODAS LAS CUENCAS HIDROCARBURÍFERAS DEL PAÍS 2023-2028” (el “Plan Gas.Ar”), aprobado por el Decreto 892/2020 y modificado por el Decreto 730/2022, en clara afectación a su derecho constitucional de propiedad.

La alteración, de manera unilateral por parte de esa Secretaría, a los términos de contratos celebrados al amparo de procesos licitatorios públicos, afecta la seguridad jurídica, genera incertidumbre a futuro respecto de la estabilidad de reglas, y constituye un precedente que desalentará nuevas inversiones.

Se afecta en forma directa la posibilidad de continuar llevando adelante inversiones en perforación y terminación de pozos y/o construcción de infraestructura, y el mantenimiento de los niveles de producción, incrementando innecesariamente el riesgo de suministro de gas natural, la continuidad de la cadena de pagos y el crecimiento del sector.

La conducta del Estado Nacional por medio de la Resolución y la instrucción que imparte a CAMMESA resulta violatoria de los contratos celebrados por los Productores, de los términos del Plan Gas.Ar, así como de la normativa aplicable. Ello debido a que CAMMESA adeuda la totalidad de las entregas de los meses de diciembre de 2023, enero y febrero de 2024, más intereses desde octubre 2023, cuando en simultáneo cuenta con fondos disponibles para hacer frente a parte de esa Deuda.

En este sentido, resulta altamente cuestionable y preocupante que la Resolución pretenda sujetar el pago de la deuda correspondiente a las entregas del mes de febrero a la firma de un acuerdo en el cual se acepte el cambio unilateral de los contratos para los montos correspondientes a las entregas de gas de diciembre y enero (con la quita que ello implica).

El Plan Gas.Ar ha generado las condiciones para que se lleven adelante inversiones a través de mecanismos de contractualización para las entregas de gas natural a mediano plazo, y ha generado un complejo de obligaciones y derechos en cabeza, tanto del Estado Nacional como de los Productores adjudicatarios.

Resulta preocupante que la Resolución no sólo omita los términos del Plan Gas.Ar, sino que adicionalmente no determine propuesta de pago alguna para las compensaciones que adeuda el Estado Nacional a los Productores bajo ese esquema, las cuales se encuentran pesificadas vencidas con mora en algunos casos por más de 18 meses.

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Sungrow propone replicar las inversiones renovables de Sonora en otros estados mexicanos

El mega evento FES México, organizado por Future Energy Summit, reunió a más de 500 líderes y del sector de las energías renovables de la región, con el fin de visibilizar las oportunidades y explorar nuevos negocios e inversiones sostenibles en el camino de la transición energética. 

Allí muchos expertos coincidieron en que en los últimos años el avance de la actividad renovable se ha visto principalmente por la generación distribuida, alcanzando récords históricos.

Uno de ellos fue, Francisco Alcalde, Key Account Manager de Sungrow, fabricante líder de inversores y sistemas de almacenamiento, quien habló de la importancia de este segmento para el país y propuso incentivar aún más la actividad en distintos puntos del país.

“En generación distribuida, estamos teniendo nuevas oportunidades de negocio con sistemas de almacenamiento para mejorar ciertas condiciones financieras en el mercado que pueden no solamente ayudar el tema de red sino que además genera ahorros bien recibidos para el mercado residencial, comercial e industrial”, explicó. 

Y agregó: “Si bien las zonas industriales como el Bajío y Nuevo León son las que van a tener mayor demanda, todo México tiene el potencial de crecimiento y tenemos que incentivar el uso de las renovables en cada sector del país”. 

De esta forma, sugiere establecer un marco regulatorio que sea acorde a cada una de las regiones. Al crear reglas de juego según la “tropicalización” se podría dar un crecimiento interesante de las renovables. 

En este sentido, de acuerdo al experto, el Gobierno tiene que incentivar la generación distribuida de forma ordenada en cada región teniendo en cuenta sus particularidades y necesidades de los sectores económicos.  

“Quiero poner el ejemplo de Sonora donde el gobierno está poniendo en cada una de las estaciones de policía paneles solares y patrullas eléctricas. Es un estado que se está modernizando porque las autoridades locales junto a la industria le están poniendo empeño. Esto debería replicarse en otras ciudades de distintos puntos del país”, aseguró.

Además de estas iniciativas renovables de menor escala, cabe destacar que en dicho estado está situado el megaproyecto que prevé transformarse en la planta solar más grande de Latinoamérica y la séptima en el mundo, con una capacidad de 1GW en su etapa final.

Este proyecto está ubicado en Puerto Peñasco y fue ideado por la actual administración y busca la soberanía energética del país utilizando los recursos energéticos nacionales en forma sustentable para aumentar el nivel de vida de los sonorenses, mejorar la competitividad económica de la región y atacar la pobreza energética en cualquiera de sus manifestaciones.

 

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YPF: Primer trimestre con Ebitda de U$S 1.245 millones y producción promedio de 526 mil bep/día

En el primer trimestre de 2024 YPF mejoró sus niveles de rentabilidad y su producción creció impulsada por Vaca Muerta.

Durante el primer trimestre de 2024 el EBITDA ajustado (beneficio antes de intereses y amortizaciones) alcanzó los U$S 1.245 millones, un 15 % superior al del trimestre anterior. El aumento interanual fue aún mayor, impulsado por el crecimiento de la producción de petróleo.

La producción total de hidrocarburos promedió los 526 mil barriles equivalentes de petróleo por día, con crecimiento del 3 % respecto al primer trimestre de 2023. Este resultado fue impulsado por la producción shale que hoy representa el 49 % del total de la compañía.

La producción de petróleo se mantuvo alta en 255 mil barriles equivalentes diarios, un 7 % superior a la del primer trimestre de 2023. En el mismo período, la producción de crudo shale registró un crecimiento interanual del 21 % al alcanzar los 112 mil barriles equivalentes por día en el primer trimestre de este año.

Como dato a destacar, las exportaciones de petróleo Medanito a Chile totalizaron 23 mil barriles por día, lo que representa un crecimiento del 22 % respecto al cuarto trimestre del 2023.

La demanda local de combustibles disminuyó 11 % con relación al cuarto trimestre del año anterior debido principalmente a la contracción de la demanda minorista y a la demanda estacional de gasoil. Las importaciones de combustibles disminuyeron sensiblemente y sólo representaron el 4 % de las ventas locales de combustibles en el primer trimestre de este año.

Los niveles de procesamiento en los tres complejos industriales de YPF promediaron los 301 mil barriles día, alcanzando un ratio de utilización de capacidad del 92 %, un 4 % superior respecto al cuarto trimestre de 2023.

Las inversiones totalizaron U$S 1.252 millones, un 4 % menor a las del mismo período del año pasado. Más del 50 % del total fue concentrado en Vaca Muerta en línea con la estrategia de crecimiento en el corto plazo de la compañía.

El flujo de caja libre fue negativo por U$S 394 millones, considerando que las inversiones y los pagos de las importaciones diferidas del 2023 al primer trimestre de 2024 y los intereses financieros no fueron totalmente compensados por el flujo positivo de las operaciones. La deuda neta alcanzó los U$S 7.200 millones, un ratio de apalancamiento neto de 1,7x.

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Growatt realiza con éxito ShineElite en Argentina

El 30 de abril se llevó a cabo con éxito el seminario técnico «ShineElite Buenos Aires 2024» en Buenos Aires, Argentina, con la asistencia de más de 130 participantes.

El evento comenzó a las 16:00 horas y contó con la participación de Rubén Avendaño, ingeniero de soporte técnico, y Leandro Mendoza, especialista en marketing de productos, quienes expusieron las nuevas soluciones que Growatt ofrece en el mercado, destacando los aspectos técnicos clave de sus productos.

Durante el seminario, se presentó la nueva generación de inversores On-Grid e Híbridos, específicamente las series X y XH. Además, se introdujo el nuevo inversor off-grid SPF 6000ES Plus, que incluye mejoras significativas como dos entradas de CA para integrar un generador adicional sin la necesidad de un ATS extra, y dos MPPT que permiten instalaciones en diferentes orientaciones o inclinaciones, aumentando así la versatilidad del equipo.

El evento también incluyó una sesión de capacitación sobre la creación de cuentas y monitoreo a través de las plataformas de Growatt, diseñada para estandarizar los procedimientos entre los instaladores. Se exhibieron varios equipos, incluyendo el SPF 6000ES Plus con batería HOPE 5.5L-A1, el inversor comercial MAX 80KTL3-X, el MID 15KTL3-X para el segmento comercial, y el cargador de vehículos eléctricos THOR 11AS-P.

Este seminario no solo refuerza el compromiso de Growatt con el mercado argentino, sino que también demuestra su liderazgo en innovación y su enfoque en proporcionar soluciones energéticas avanzadas y adaptadas a las necesidades específicas de los mercados locales.

Growatt continúa consolidando su presencia en América Latina, ofreciendo productos de alta tecnología y capacitaciones que empoderan a los profesionales del sector y contribuyen al desarrollo sostenible de la región.

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El Mosconi analiza y fija su posición en relación al proyecto “Bases”

El Instituto Argentino de la Energía “General Mosconi” emitió un documento donde analiza y fija su posición sobre las modificaciones contenidas en el proyecto “Bases” de la ley de Hidrocarburos 17.319; la 24.076 de Marco Regulatorio del Gas Natural y la Ley 26.741.

La libertad de comercialización y precios que desea imponer el PEN debería tener como contrapartida en el artículo 6º de la 17.319, una clara indicación de que la reglamentación posterior se deberá instrumentar de forma tal que vender en el mercado interno resulte igual de atractivo que exportar, para evitar que las concesiones esquiven ofertar en el mercado internoconcentrándose en la exportación.

Con relación a la libertad de exportación, establecida en las reformas a las leyes 17.319 y 24.076, si el PEN lograra imponer el abandono del principio de prioridad para el autoabastecimiento, entonces debería quedar claramente redactado en el articulado que las exportaciones deberán ser reglamentadas por el Poder Ejecutivo Nacional, debiéndose considerar que los exportadores se hagan cargo, en caso de producirse, del sobrecosto del abastecimiento interno, conforme las formas y modalidades de la propia reglamentación. Continuando con lo anterior, se debería mejorar la coherencia y compatibilidad entre los artículos 6º de la 17.319 y los artículos 3º y 3º bis de la 24.076, para que las condiciones de exportación entre petróleo, gas natural y GNL sean explícitamente similares.

Es necesario corregir la redacción de estos artículos para que la exportación de petróleo y/o gas natural por ductos tengan las mismas condiciones de blindaje y duración que el GNL.

En lo que respecta a la reconversión de áreas de convencional a no convencional, el artículo 27 bis, cuarto párrafo de la 17.319, ha quedado redactado de tal manera que en el proceso de reconversión se producirá una extensión de hecho y por 35 años del área convencional que coincida verticalmente con la parte reconvertida a no convencional.

Esto será así porque se estipula que el titular de la nueva concesión no convencional podrá desarrollar actividades complementarias de explotación convencional de hidrocarburos. Es una buena oportunidad para corregir estos defectos estableciendo en el cuarto párrafo de ese artículo que la parte de la concesión convencional concordante con la nueva concesión no convencional debería caducar en

su fecha original, para ser licitada nuevamente. Es decir que la redacción debería ser “el titular de la nueva concesión no convencional no podrá desarrollar actividades complementarias de explotación convencional de hidrocarburos bajo el amparo del nuevo título”.

En la nueva normativa para Almacenamiento Subterráneo de gas natural, artículo 44 bis de la 17.319, se debería permitir que Nación o Provincias, según corresponda, apliquen un Canon de almacenamiento subterráneo para el gas almacenado que no ha sido producido en la jurisdicción donde se ubique la infraestructura de almacenaje.

Según la reforma, el valor porcentual de las regalías sería calculado en base a la fórmula Regalía=15%+(X), siendo X un porcentaje que podrá ser positivo o negativo y quedará a criterio del oferente.

El artículo 47, cuarto párrafo de la 17.319, debería establecer que la fórmula propuesta

para ofertar el porcentaje a pagar no debería dar como resultado un valor menor del 12%. Se cree necesario establecer ese valor mínimo para la nueva fórmula, ya que luego podría descender si se aplicara el 5% de reducción adicional que puede otorgar el poder concedente según el art. 59, cuarto párrafo.

En otro orden de cosas, la ley vigente establece que las regalías se pagan sobre los hidrocarburos producidos y efectivamente aprovechados. De todos modos, en esta reforma de la ley faltaría indicar que no podrá deducirse como gas no aprovechado el gas que se utilice para generación eléctrica, aunque la energía sea utilizada dentro del yacimiento.

No debería eliminarse el artículo 1º de la ley 26.741. Sería conveniente su reemplazo por una declaración interés público nacional para el abastecimiento de hidrocarburos, así como la exploración, explotación, industrialización, transporte y comercialización de hidrocarburos, a fin de promover el desarrollo económico y la creación de empleo.

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Ley Bases en el Senado: Parrilli mal dateado sobre costos del petróleo y la insólita respuesta de Rodríguez Chirillo por el RIGI

El plenario de comisiones del Senado se reunió este miércoles para analizar el proyecto de Ley Bases con la presencia del secretario de Energía, Eduardo Rodríguez Chirillo, quien se ocupó de precisar los cambios que se proponen en materia energética y también en lo que refiere al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI). Uno de los momentos que se destacó fue el intercambio que mantuvo con Oscar Parrilli referido a los costos de extracción del petróleo donde el senador neuquino del Frente de Todos evidenció un llamativo desconocimiento de las cifras. Además, Rodríguez Chirillo protagonizó un blooper al reconocer que no había leído el artículo 191 del proyecto, que forma parte del RIGI, que supuestamente había ido a explicar.  

Rodríguez Chirillo realizó una exposición inicial de media hora sobre los cambios que introduce el proyecto y luego se dio inicio a una serie de preguntas por parte de los legisladores.

El senador Juan Carlos Romero de Salta le manifestó su preocupación por el impacto de la suba de tarifas y el riesgo de llevar adelante “una gigante transferencia de recursos del consumidor a los operadores, que van a querer recuperar los 20 años perdidos”. “Lo único que se hizo en las tarifas es recomponer el monto de la tarifa porque no cubría el costo de suministro. En ningún caso se está reconociendo ningún tipo de rentabilidad ni a la generación, ni al transporte ni a la distribución. El problema es que la parte de la distribución estaba planchada y con aumentos no frecuentes que no terminaban de cubrir el costo del suministro, y en transporte y en generación había un enorme subsidio, tanto para la generación del kilovatio como para el combustible que tenía que comprar Cammesa. Entonces, se trató de reflejar un poco ese costo. Por eso se llama tarifa de transición y es una recomposición. Sé que en términos porcentuales parece muy elevado, pero en términos nominales los cambios no son tan sustanciales”, respondió Rodríguez Chirillo.  

Secretario de Energía, Eduardo Rodríguez Chirillo.

Luego fue el turno del senador Oscar Parrilli: “La Argentina está por primera vez llegando al autoabastecimiento de petróleo y de gas porque se descubrió Vaca Muerta en 2011. Antes era un país con petróleo, pero no petrolero. Ahora que estamos llegando al autoabastecimiento, lo que nos quieren hacer es equiparar con los países que no tienen gas y petróleo. Vamos a pagar los combustibles igual que en España, donde no tienen gas y petróleo, cuando acá deberíamos pagar los precios de acuerdo a los costos nuestros”, aseguró. Luego volvió sobre el tema y agregó:

–No lo escuché a usted (por Rodríguez Chirillo) hablar en ningún momento de los costos de producción en la Argentina. ¿Sabe cuál es el costo de producción del barril de petróleo? ¿Usted lo sabe Chirillo? -le preguntó Parrilli.

–No tengo por qué contestarle ahora. -le respondió Chirillo.

–¿No lo sabe?

–No lo tengo presente ahora porque va variando.

–Pero más o menos. -insistió Parrilli.

–Tengo el del gas…

–Yo le voy a decir. Es 15 o 20 dólares. Ese es el costo de producción. Y el barril criollo estaba 45 dólares. Y ustedes lo llevaron a 70 y pico con el DNU. Quisieron equiparar los precios nacionales con los internacionales. Y lo quieren llevar a 90 dólares para que el combustible esté equilibrado con el precio internacional, pero ese es el precio que pagan los países que no tienen gas y petróleo. –remarcó Parrilli.

Flojo de cifras

El dato que ofreció el senador llamó la atención entre los especialistas del sector porque, por ejemplo, en la provincia de Santa Cruz el costo de desarrollo de los yacimientos de Santa Cruz está en promedio por encima de los 45 dólares por barril, según cifras internas de la compañía, a los que accedió EconoJournal. Por esos costos es que YPF está buscando salir de las áreas de Santa Cruz.

Los costos de los yacimientos de Santa Cruz son incluso superiores a los de Chubut, pese a que es la misma Cuenca del Golfo, y eso tiene que ver con las ineficiencias con las que se opera en Santa Cruz, situación que se acentuó durante la gestión de Pablo González al frente de YPF y por la incapacidad del kirchnerismo de trabajar un esquema de eficiencia de costos. Por eso el actual CEO de YPF, Horacio Marin, dijo en algunas ocasiones que YPF se había convertido en Santa Cruz en el equivalente al Plan Potenciar Trabajo ya que durante los últimos años se tomó a muchísimas más personas de lo que era necesario encareciendo los costos. Hay varios yacimientos en la provincia donde los costos de producción superan los 60 dólares por barril y en algún caso puntual incluso superan los 80 dólares.

El crudo de Santa Cruz se vende a 75 dólares actualmente, pero si se descuentan 10 dólares por regalías, 3 dólares por ingresos brutos y unos 6 dólares por el impuesto a las Ganancias el ingreso se reduce a 56 dólares. Es decir, unos 10 dólares por encima del costo de producción promedio. Esos 10 dólares de Capex tienen que servir para sostener los niveles de inversión y los números no cierran.

El blooper

Otro momento asombroso fue cuando el senador Martín Lousteau lo consultó a Rodríguez Chirillo por un artículo del proyecto que forma parte del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones: “Particularmente preocupante en el caso de las provincias es el artículo 191, donde dice que ‘los VPU (Vehículos de Proyecto Único) adheridos al RIGI incluyendo aquellos cuyos proyectos sean calificados como de Exportación Estratégica de Largo Plazo no podrán ser afectados por restricciones regulatorias sobre el suministro, transporte y procesamiento de los insumos destinados a tales exportaciones, incluyendo regulaciones que pretendan subordinar o reasignar los derechos de los VPU sobre tales insumos o su transporte o procesamiento en base a prioridades de abastecimiento interno u otras prioridades o derechos regulatorios en favor de otros sectores de la demanda’. Voy a traducir que quiere decir esto. Recuerden que estamos regulando para 30 años. Si en algún lugar de la Argentina, mañana uno de los insumos, agua, energía o el que quieran, que usa un VPU pasa a ser clave y es escaso, tiene prioridad el VPU por sobre la gente. Yo no sé si los gobernadores saben que con el RIGI están firmando estas cosas. Yo quería que me confirmaran esto”, aseguró Lousteau.

El 191 no lo había leído. Lo estaba leyendo mientras lo explicabas. Por eso no tengo respuesta. –respondió Rodríguez Chirillo, quien supuestamente estaba en el Senado para aclarar las dudas de los legisladores no solo en materia de energía sino también en lo referido al RIGI, según el propio funcionario lo aclaró al comienzo de su intervención.  

, Redaccion EconoJournal

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Para YPF, un acuerdo por u$s 30.000 millones depende de la Ley Ómnibus

Desde el sector petrolero aseguran que es el proyecto de mayor envergadura de la historia por la inversión y el potencial exportador. Consideran se cerrará sólo si el Senado aprueba el Régimen de Grandes Inversiones (RIGI) en la ley ómnibus. Las empresas más importantes del país del sector energético siguen de cerca si sale o no la ley ómnibus, durante su actual tratamiento en el Senado. Particularmente, observan el capítulo que se refiere al Régimen de Incentivos a Grandes Inversiones (RIGI), que da beneficios fiscales y tributarios para inversiones por encima de los u$s 200 millones. Fuentes del sector aseguraron […]

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