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GNL-YPF: Ingeniería de unidades flotantes de licuefacción

. La petrolera de mayoría accionaria estatal YPF anunció, con relación al desarrollo del proyecto exportador de Gas Natural Licuado que comparte con Petronas, el lanzamiento de “un proceso competitivo para la adjudicación de las ingenierías de las unidades flotantes de licuefacción”.

En un comunicado la Compañía señaló que “este hito se desprende del Joint Study and Development Agreement firmado entre YPF y Petronas el 1° de septiembre de 2022 para llevar a cabo los estudios técnicos necesarios para el proyecto”.

Y se describió que “una vez que se alcance la decisión final de inversión (lo que ocurriría en 2025) , se prevé que el Proyecto Argentina GNL permitirá al país dar un salto cualitativo en la generación de divisas”.

El proyecto requiere de una norma legal que especifique las condiciones en que pueden desarrollarse las inversiones necesarias y la disponibilidad del recurso gas para su procesamiento y exportación a terceros mercados.

Petronas aportará su capacidad técnica y equipos para el procesamiento del gas natural que junto con YPF produce en Vaca Muerta, y ambas aportarán inversiones.

El proyecto se planea para una capacidad total de producción de 25 millones de toneladas de gas por año (MTPA), a ser llevado a cabo en etapas. Otras productoras en Vaca Muerta también participarán de este proyecto, en condiciones a determinar.

Entonces, en una primera etapa prevista para el 2027 entraría en operaciones de producción de GNL un primer buque (planta licuefactora flotante), y luego otros dos similares para escalar la producción hasta alcanzar unos 8 millones de toneladas año.

Mientras tanto se prevé avanzar en la construcción de una planta en tierra que entraría en operaciones no antes del 2030. Todo en la zona aledaña a Bahía Blanca.

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El CEO de Petrobras admitió que Brasil podría intercambiar gas de Bolivia por GNL para cubrir el pico invernal de la Argentina

HOUSTON.- El CEO de Petrobras, Jean-Paul Prates, reconoció que la compañía brasileña está conversando con representantes del gobierno de Javier Milei alternativas para abastecer el pico de la demanda de gas natural en el norte argentino durante el próximo invierno. El ejecutivo, política y personalmente muy cercano al presidente Lula Da Silva, admitió que ambos países están un swap (intercambio) de gas de Bolivia por Gas Natural Licuado (GNL) para cubrir el pico de demanda gasífera en la Argentina durante los meses de frío. “Creo que existe la posibilidad de llegar a un acuerdo, venimos trabajando incluso con el gobierno pasado. Es decir, es independiente de la política y los gobiernos, porque es una situación de asistencia humanitaria entre los países. No conozco los detalles, pero se está tratando de avanzar”, concluyó Prates en diálogo con EconoJournal, que lo consultó al término del panel «Preguntas estratégicas en un mundo de cero emisiones» realizado este lunes en la jornada inaugural del CERAWeek 2024 by S&P, el evento energético más grande del mundo que se está realizando en Houston (Texas).

En los hechos, la apuesta del gobierno argentino es que Petrobras, que tiene prioridad para importar gas desde Bolivia, libere parte de los volúmenes de gas natural que le corresponden por contrate para que la Argentina pueda acceder al gas boliviano, la alternativa más firme que tiene el país para cubrir el consumo de gas en provincias del norte como Salta y Tucumán. A cambio, la estatal Enarsa podría costear la importación de cargamentos de GNL que descargan en alguna de las terminales regasificadoras posee Brasil.

Estamos hablandocon los gobiernos de Argentina y con Bolivia porque la cuestión estructural de la baja de las reservas (bolivianas) tiene que ver, en realidad, con la falta de inversión”, afirmó el CEO de Petrobras, interpretando que la caída de la producción de gas en el Altiplano responde más a cuestiones económicas como la falta de incentivos para invertir que al dictamen inevitable de la geología.

Para la Argentina es un tema relevante porque necesita abastecer con gas boliviano o con GNL de Chile el mercado local durante los próximos meses de frío, dado que las obras de la reversión del Gasoducto Norte, que permitirá enviar gas de Vaca Muerta al centro y norte del país, recién podrían estar finalizadas en septiembre, como publicó este medio la semana pasada.

Bolivia

Para Prates, la situación de Bolivia “no tiene que ver con que se acabó el gas simplemente, sino que se acabó la exploración” y, añadió que “tenemos que analizar esto desde dos dimensiones: hablar con Bolivia para ver lo que hace falta, cuál fue el error, y con Argentina, con las grandes reservas que tiene, tratar de analizar la logística”, enfatizó Jean-Paul Prates..

Además, puntualizó que “la argentina tiene un problema logístico (falta de capacidad de transporte troncal de gas) para llegar a los mercados» regionales. «En cambio, Bolivia tiene un problema estructural de la exploración que tiene que retornar. Por eso, no creo que sean competidores. Tenemos que ver, incluso desde Brasil, cómo integrar esta situación”, analizó el directivo. “Petrobras puede ser un vehículo importante porque somos una compañía integrada, tiene presencia en las tres partes y esto nos permite un horizonte muy bueno”, añadió.

, Redaccion EconoJournal

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CEO global de Raízen: “Cuando veo la macroeconomía argentina, creo que el gobierno está en el camino correcto»

HOUSTON-Ricardo Mussa, CEO de Raízen, el gigante brasileño con presencia en los sectores de producción de azúcar y etanol y distribución de combustibles, que en la Argentina opera la refinería de Dock Sud y comercializa la marca Shell, analizó el potencial que posee la Argentina para convertirse en un actor relevante en el mercado de los biocombustibles a nivel global. En diálogo con EconoJournal, que lo consultó tras su exposición en el CERAWeek, la conferencia de energía que se realiza esta semana en esta ciudad, el ejecutivo sostuvo que “la Argentina tiene disponibilidad, y de manera muy competitiva, de producir biocombustibles por su producción de aceites«. «Tiene la soja y el maíz más baratos del mundo. Puede ser un exportador grande porque posee un suelo muy rico y tiene lo que el mundo necesita”, indicó.

Asimismo, Mussa analizó el rol de Brasil en la producción de este tipo de combustibles y explicó que «la Argentina tiene una ventaja contra Brasil por la calidad de su tierra, porque no necesita fertilizantes. Su suelo es mucho más rico. En Brasil hay que importar fertilizantes, además de que tiene muchas emisiones».

Ricardo Mussa

Cambios en la Ley de Biocombustibles

Respecto a las modificaciones en la Ley de biocombustibles que planeaba introducir el gobierno, el ejecutivo de Raízen se mostró a favor de que las empresas petroleras puedan desembarcar en el mercado de biocombustibles tal como sucede en Brasil; algo que en nuestro país está no está permitido por el marco regulatorio. «El mundo necesita lo que la Argentina tiene. El escenario se presenta como un momento único para el país«, enfatizó.

También, se refirió a la Inflation Reduction Act (IRA), un megapaquete de normas en EE.UU. fondeado por un presupuesto fiscal enorme que tiene como objetivo frenar la inflación mediante la reducción del déficit y la inversión en la producción de energía limpia, y afirmó que «está generando distorsiones en el mercado». «Tanto la Argentina como Brasil deberán generar condiciones para que se lleven a cabo las inversiones en nuestra región. Tenemos una ventaja grande de poder exportar estos productos, no sólo commodities (sino también como combustibles de origen vegetal) y contribuir a reducir la huella de carbono”, señaló.

Producción

Tras ser consultado sobre la posibilidad de que Raízen se convierta en un productor de biocombustibles en el país, el CEO de la compañía precisó: «Podría ser. Hay riesgo por la situación económica, pero en la Argentina hay cantidad, logística y muy buena gente. Tiene que haber una regulación del gobierno para garantizar las condiciones para poder ingresar en el mercado en el largo plazo«, indicó.

En ese sentido, planteó que, aunque el país se encuentra atravesando una situación complicada, el camino es el correcto. “No debe haber divisiones. Esto va a depender mucho de la estabilidad del gobierno. Cuando miro las cuestiones macroeconómicas creo que están en el camino correcto. Tengo una expectativa positiva y un optimismo muy grande. Estamos realizando muchas inversiones en la Argentina, con desembolsos por unos 700 millones de dólares para los próximos tres años”, aseguró Mussa. 

, Redaccion EconoJournal

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Lo que dejó el primer día del CERAWeek: swap de gas con Brasil, exportaciones de LNG de EE.UU. y la opinión de los líderes sobre la transición energética neutral

La primera jornada del CERAWeek 2024 by S&P finalizó este lunes con novedades para la industria energética de la Argentina y el resto del mundo. Desde Houston, EconoJournal dialogó con el CEO de Petrobras, Jean Paul Prates, que confirmó la existencia de conversaciones con la Argentina para un swap de gas para el próximo invierno. También dialogó con el CEO de Raízen, Ricardo Mussa, que destacó el potencial de la Argentina en biocombustibles. Además de las novedades que involucran a la Argentina, la primera jornada del mega evento energético del año dejó declaraciones y novedades de los principales líderes de la industria energética global.

A continuación lo más relevante de la primera jornada relevado por EconoJournal:

EE.UU. volvería a dar permisos de exportación de gas natural licuado en 2025, según la secretaria de Energía, Jennifer Granholm. El Departamento de Energía esta realizando un estudio para determinar cuál es el interés público en los proyectos de exportación de LNG.

CEO de Cheniere: Europa necesita algo más que el gas estadounidense. «Probablemente no sea prudente» que Europa dependa exclusivamente de Estados Unidos para el suministro de LNG, dijo el director ejecutivo de la compañía, Jack Fusco.

Exxon Mobil no quiere comprar Hess Corp sino asegurar «derechos de preferencia» sobre activos en Guyana, aseguró el CEO de la petrolera, Darren Woods. Chevron realizó una oferta de US$ 53.000 millones para comprar Hess Corp. Exxon, Hess y CNOOC tienen un acuerdo de operación conjunta para extraer petróleo en Guyana.

Minerales críticos para la transición: «Experimentar lo que pasamos con la OPEP en la década de 1970, pero ahora con la nueva economía energética, incluidos los minerales críticos. Si no lo hacemos bien, sufriremos», dijo el asesor principal de Energía e Inversiones del presidente Biden, Amos Hochstein.

La adopción del hidrógeno le costará a Europa y EE.UU. más de 1 billón de dólares, según Mitsubishi Heavy Industries.

La inclusión de los productores de gas natural y petróleo en la COP28 aportó un grado necesario de “pragmatismo” a la conversación, dijo el ex secretario de Energía de EE.UU., Ernest Moniz.

TotalEnergies anunció un acuerdo para comprar el negocio de captura y almacenamiento de carbono Talos Low Carbon Solutions (TLCS). Por esta adquisición dispondrá de una participación del 25% en el proyecto Bayou Bend para el transporte y el almacenamiento de CO2 de las regiones de Houston y de Beaumont Port Arthur.

CEO de Shell: la demanda mundial de LNG está aumentando debido a la reciente caída de los precios. Wael Sawan dijo que el mercado estará bien abastecido en la segunda mitad de la década.

CEO de Aramco: «Abandonen la fantasía de eliminar gradualmente el petróleo y el gas«. Amin Nasser consideró que el pico de demanda mundial de petróleo no esta cerca.
, Nicolás Deza

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Líderes globales advierten que no se llegará a la meta de cero emisiones para 2050 y abogan por una transición energética neutral

HOUSTON.- Los CEO’s de algunas de las principales petroleras del mundo advirtieron que la transición energética necesita de un enfoque neutral para un mundo que probablemente seguirá demandando hidrocarburos más allá del 2050. En la apertura del CERAWeek by S&P Global, el principal evento energético del año, líderes globales de la industria señalaron la importancia de la captura y almacenamiento de carbono y la mitigación de las emisiones, además del rol del Gas Natural Licuado (LNG) para reemplazar el carbón.

La postura más dura en cuanto a la posibilidad real de dejar atrás los hidrocarburos antes del 2050 la expresó el CEO de la petrolera Saudi Aramco, Amin Nasser, quien advirtió que la transición energética esta «visiblemente fallando». «Abandonen la fantasía de eliminar gradualmente el petróleo y el gas», afirmó Nasser en la segunda conferencia del día. EconoJournal viajó a Houston para cubrir en exclusiva el desarrollo del evento.

La propuesta de la petrolera de Arabia Saudita es focalizar los esfuerzos en la captura de carbono y en la reducción de emisiones en la industria petrolera y en las industrias intensivas en energía, como el acero o cemento. El CEO de Aramco predijo que es poco probable que se produzca un pico en la demanda mundial de petróleo durante “algún tiempo” y mucho menos antes de 2030.

En un sentido similar habló el CEO de TotalEnergies, Patrick Pouyanné, al advertir sobre el peligro de desmantelar el sistema de producción de hidrocarburos con demasiada antelación al 2050. «Hoy tenemos un sistema de abastecimiento de energía A, si queremos pasar a un sistema B tenemos que construirlo, no se puede desmantelar el sistema A para armar un sistema B», remarcó.

Para el CEO de Exxon Mobil, Darren Woods, la transición energética necesitará de «empresas de nuestra escala, con nuestra experiencia técnica en la transformación de moléculas, de hidrógeno y de carbono, para involucrarse en el intento de resolver este problema». Las soluciones que ofrecerá Exxon pasarán por el lado de las moléculas mientras que otras compañías aportarán soluciones en generación eléctrica, explicó Woods.

Captura de carbono y LNG

En general, los CEOS remarcaron que se necesita de un enfoque tecnológicamente neutral para lograr una transición energética realista. En ese sentido destacaron las oportunidades que existen para mitigar las emisiones, como la captura y almacenamiento de carbono o el hidrógeno azul.

TotalEnergies anunció este lunes que llegó a un acuerdo para comprar el negocio de captura y almacenamiento de carbono Talos Low Carbon Solutions (TLCS). Por esta adquisición dispondrá de una participación del 25% en el proyecto Bayou Bend para el transporte y el almacenamiento de CO2 de las regiones de Houston y de Beaumont Port Arthur.

Por el lado del gas natural licuado, el CEO de Shell, Wael Sawan, señaló que la demanda mundial está aumentando debido a la reciente caída de los precios y que el mercado estará bien abastecido en la segunda mitad de la década. También le bajó el tono a los ataques de los rebeldes hutíes en el Mar Rojo, señalando que no significaron un impacto para el transporte de LNG.

En cambio, el director ejecutivo de TotalEnergies enfatizó en la escasez a corto plazo en el mercado de LNG, que se mantendrá hasta 2026. Pouyanné señaló que la compañía seguirá aumentando su presencia en Estados Unidos y que el entorno de inversión en Europa es difíicil debido a restricciones regulatorias.

, Nicolás Deza

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Por la negativa del BCRA a habilitar dólares por anticipado, Enarsa podría terminar pagando un sobrecosto para importar GNL

Enarsa oficializó a comienzos de marzo el lanzamiento de una licitación para importar 10 cargamentos de Gas Natural Licuado (GNL) para cubrir el pico de demanda del invierno. Las empresas tienen hasta este martes al mediodía para presentar sus ofertas, pero la compañía estatal sorprendió el viernes a la tarde al comunicar un cambio en los términos de pago. La intención oficial es otorgar una carta de crédito del Banco Nación que se podrá abonar hasta 15 días después de que se descargue el cargamento lo que terminaría encareciendo las ofertas.

Los pagos habitualmente se concretan tres días antes de que el proveedor descargue el combustible. Sin embargo, Enarsa se vio obligada a modificar las condiciones por una desinteligencia con el Banco Central.

El problema surge a partir de una modificación que se introdujo el Banco Central en el régimen de pago de importaciones. A través de la comunicación A 7919 de mediados de diciembre todos los pagos anticipados a proveedores del exterior quedaron suspendidos.  Las autoridades de Enarsa estuvieron toda la semana pasada negociando con el gerente general del Banco Central, Agustín Torcassi, para que la entidad monetaria habilite una excepción para el pago de GNL y así poder evitar la convalidación de precios más altos. Sin embargo, el funcionario se mostró inflexible y el viernes comunicaron la novedad.

Allegados a la compañía energética aseguraron a EconoJournal que el pago no será 15 días después de la descarga, como habilita la comunicación que le enviaron a los proveedores el viernes, sino que pagarán apenas reciban la mercadería en la Aduana, pero lo cierto es que todos los comercializadores se van a cubrir frente al mayor riesgo que supone el anuncio, sobre todo si el que no paga por anticipado es Argentina, donde ya el año pasado tuvieron que enfrentar numerosos problemas para cobrar. De hecho, la falta de dólares para pagar cargamentos de naftas y gasoil terminó provocando una crisis de suministro de combustibles en octubre pasado, en la recta final de la campaña electoral. Entre los proveedores habituales de GNL de la Argentina figuran Trafigura, BP, Vitol, TotalEnergies, Glencore, Gounvor y Shell, entre otros.

Precios bajos

En el gobierno esperan obtener un buen precio por el precio del gas está por debajo de los 10 dólares por millón de BTU. No obstante, la Secretaría de Energía va a elaborar un informe para explicar que el potencial encarecimiento del gas importado se deberá a la negativa del Banco Central para habilitar una excepción dentro de la nueva modalidad de pago.

Otra posibilidad hubiera sido demorar el plazo de presentación de las ofertas y seguir negociando para ver si se flexibilizaba ese requisito, pero fuentes cercanas a la operación sostienen que ya no pueden postergar la fecha porque el primer cargamento debe entrar en abril.

, Redaccion EconoJournal

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Usuarios de Edenor y Edesur podrán seguir gestión por cortes

. Las distribuidoras Edenor y Edesur habilitarán una herramienta digital para consultar el estado de normalización del servicio ante un corte de suministro.

Por medio de la Resolución 152/2024 del Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE), las distribuidoras eléctricas EDESUR y EDENOR habilitarán una herramienta digital para que los usuarios afectados por un corte de suministro puedan consultar el estado actualizado de su reclamo.

A través de esta normativa, las distribuidoras incorporarán un acceso en sus respectivas páginas web mediante el cual los usuarios podrán ingresar con su número de cliente y su número de reclamo. Una vez cargados los datos, obtendrán la siguiente información:

– fecha y hora de la interrupción registrada por la distribuidora.

– fecha y hora de despacho de la cuadrilla; fecha y hora de concurrencia al lugar.

– fecha estimada de reposición del servicio y la fecha de reposición del servicio.

Las empresas implementarán este servicio y el acceso a los usuarios, con las medidas de seguridad que resulten necesarias, en el plazo máximo de 45 días corridos desde la publicación de esta Resolución (18/3). Asimismo, la información a la que accederán los usuarios se encontrará a disposición del ENRE.

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“El compartir información aceleró el desarrollo de Vaca Muerta”

La calidad del capital humano en el sector Oil & Gas fue uno de los factores que aceleró la curva de aprendizaje en la producción en yacimientos no convencionales. Mariano de la Riestra, socio de Tecnopatagonia, es un exponente de esa calidad profesional. En una mano a mano con IMPACTO ECONÓMICO expuso la importancia de compartir conocimientos y experiencias, las materias pendientes para aumentar la productividad, la visión de los inversores extranjeros y la necesidad de crear condiciones adecuadas para desarrollar en gran potencial de Vaca Muerta. ¿Cómo evaluás el desarrollo de Vaca Muerta? Compartir información implicó un avance de […]

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Ley ómnibus y energía: los cambios que se vienen y la nueva privatización que cambiaría el sector

El proyecto libera las exportaciones de dos productos y elimina el barril criollo. Las modificaciones que pueden llegar y el impacto que tendrán. La nueva ley ómnibus significará grandes cambios para el sector energético. Para los hidrocarburos, implica un cambio fundamental al liberar el comercio exterior, tanto para el petróleo como para el GNL. Además, unifica los entes reguladores (Enre y Enargas) y busca por primera vez privatizar Energía Argentina S.A., la empresa estatal que recibe la mitad de todas las transferencias del Tesoro, debido a que canaliza los subsidios. Por otro lado, el nuevo proyecto de ley también implica […]

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La fuerte inversión petrolera que hará Aconcagua Energía tras la salida de YPF

El presidente del grupo energético explicó a MDZ que, si las condiciones lo permiten, la compañía puede absorber áreas y crecer en Mendoza, Río Negro y Neuquén. Qué pasará con las fuentes de trabajo. Aconcagua Energía es una de las empresas que se ha mostrado interesada en el desafío de explotar algunas de las 55 áreas que YPF dejará en distintas provincias del país. Esta compañía, formada por capitales nacionales y fundada en 2015 por dos exejecutivos de YPF, Diego Trabucco y Javier Basso, se ha enfocado en la explotación de petróleo convencional. Aunque es la sexta productora de hidrocarburos […]

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La lucha de Río Negro para que la planta de GNL se instale en su litoral atlántico

”Estamos absolutamente convencidos de las posibilidades del litoral marítimo rionegrino (Sierra Grande-Punta Colorada) para que así como será la salida para el petróleo de Vaca Muerta, podrá cumplir idéntica función para la salida al mar del gas de la cuenca que compartimos con Neuquén”, dijo Alberto Weretilneck, siendo todavía senador, en una reunión del Foro Internacional de Energía reunido en Buenos Aires el año pasado. La referencia elíptica pero obvia fue la manera de cuestionar el mega proyecto de construcción de una planta terrestre para la exportación de GNL anunciado por YPF y la empresa Petronas en el 2022, con […]

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Por la parálisis de la obra pública, Neuquén quiere que petroleras fondeen fideicomisos para financiar infraestructura en Vaca Muerta

El ministro de Infraestructura provincial, Rubén Etcheverry, propuso este viernes a los privados la creación de fideicomisos fondeados para solventar obras de infraestructura en localidades con acceso a Vaca Muerta. La gobernación neuquina quiere instrumentar los nuevos esquemas de financiamiento en los próximos tres meses. “Llegamos tarde a muchas de las cuestiones que se necesitaban”, fue una de las frases que lanzó Rubén Etcheverry, ministro de Infraestructura de Neuquén y una figura conocida dentro de la industria hidrocarburífera local. El funcionario estuvo a cargo este viernes de la presentación de la Mesa Sectorial Vaca Muerta, la iniciativa con la que […]

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Mansfield Minera presentó al gobernador Sáenz nuevas inversiones en la Puna por unos US60 millones

En reunión con los directivos de la empresa que actualmente produce oro, se detallaron los proyectos para este año que incluye la construcción de una planta fotovoltaica en Tolar Grande con proyección para generar 15 MW que abastecería el 40% de las necesidades energéticas de la mina Lindero. El gobernador Gustavo Sáenz se reunió en Casa de Gobierno con directivos de la empresa Mansfield Minera S.A., operadora de la mina de oro Lindero que hace más de tres años ingresó a la etapa de producción, estando actualmente en el pico más alto a nivel productivo. Participaron Cesar Velasco, director de […]

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Claves para comprender el rol del cobre en la transición energética

Entre los múltiples beneficios está su gran contribución a reducir la dependencia de los combustibles fósiles. Porque el metal rojo es la «nueva estrella» de la minería mundial. Mucho se habla por estos días en cuanto al rol del cobre en la transición energética, de hecho fue uno de los grandes temas en la reciente convención internacional de Canadá, en la que participó San Juan. ¿Por qué? La transición energética es el proceso de cambio hacia un modelo energético más sostenible, eficiente y limpio, basado en el uso de fuentes renovables y la reducción de las emisiones de gases de […]

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Vaca Muerta: seguirán las inversiones mínimas, pero se debe esperar un incremento productivo

Las inversiones en el sector energético se concentran a menudo en la formación no convencional, pero fuentes del sector anticipan que podrían haber más, pero para eso no es necesario que la macro se ordene. Como es bien sabido, hay cuatro industrias en la Argentina que tienen potencial para crecer, incluso en estos tiempos convulsos. Incluso el gobierno de Javier Milei insiste en destacar la agroindustria, la energía, la minería y la economía del conocimiento como los «portaviones» que llevarán a la Argentina al crecimiento económico. La principal justificación de esta afirmación es que se trata de sectores competitivamente ventajosos […]

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Nueva ley ómnibus: gobernadores patagónicos miran con lupa capítulo sobre hidrocarburos

En la primera versión del proyecto, los mandatarios impulsaron fuertes reformas sobre el petróleo y el gas. Cautela en las provincias y atención ante la desregulación del sector. Este fin de semana no será uno más para los gobernadores. Durante las próximas 48 horas, los jefes provinciales de las distintas escuderías políticas se dedicarán a examinar, junto a sus equipos técnicos, todos y cada uno de los pasajes de la nueva ley ómnibus que la Casa Rosada giró a los distritos al calor del naufragio del mega DNU en el Senado. Así las cosas, una de las principales aristas donde […]

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Brote en el offshore del país: ExxonMobil y Qatar Petroleum devuelven tres áreas por falta de hidrocarburos

Debido a los resultados desfavorables de la exploración, decidieron no seguir adelante con el proyecto. La resolución abre una cuestión sobre la situación futura de las compañías en la región. Porque la presencia de hidrocarburos encontrados en la exploración sísmica no fue suficiente para avanzar en otra etapa superior del proyecto costas afuera, ExxonMobil y Qatar Petroleum decidieron devolver tres áreas costa afuera, según arrojaron las pruebas. Los hallazgos plantean interrogantes sobre los bloques restantes de la Cuenca Austral y Malvinas Orientales, que incluyen las áreas MLO 113, MLO 117 y MLO 118, que están situadas entre Tierra del Fuego […]

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En 10 años, la producción de petróleo en Cochabamba disminuyó en 75,64%

Hasta 2013, Cochabamba era el primer productor de petróleo del país, con 2 millones de barriles de crudo al año, pero en 2023 esa cifra cayó en 75,64 por ciento. Lo mismo ocurrió con el gas natural y el gas licuado de petróleo (GLP), informó la Secretaría de Minería e Hidrocarburos de la Gobernación con datos brindados por el Ministerio de Hidrocarburos. De acuerdo con ese reporte, en 2013, Cochabamba produjo 2.138.652,94 de barriles de petróleo; mientras que el año pasado cayó a 520.905,73 barriles; es decir, 1.617.747,21 barriles menos, lo cual representa una baja del 75,64 por ciento. En […]

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Se conoció el primer ganador del concurso abierto de YPF Química

YPF Química ha marcado un hito en su iniciativa de innovación abierta. Esta tarde se anunció el primer ganador de este gran concurso impulsado por la petrolera nacional: el equipo de Bioeutectics. La iniciativa busca emprendedores y start-ups con proyectos innovadores con potencial para impactar positivamente en la cadena de valor del negocio.

Como líder en producción de químicos en Argentina, YPF Química se posiciona como un actor clave en la generación de soluciones creativas y sustentables. El Challenge YPF Química INN-LAB 2023 representa un paso significativo en esta dirección, al combinar el mundo académico-industrial con el químico y brindar acceso a una amplia gama de talento y perspectivas.

El premio otorgado al proyecto ganador incluye un monto económico destinado a impulsar aún más su desarrollo e innovación. El jurado del evento, compuesto por destacados expertos del sector, tanto interno de YPF como del Instituto Petroquímico Argentino y de la Cámara de la Industria Quimica y Petroquímica, quienes evaluaron rigurosamente las propuestas para seleccionar al ganador.

¿Quién fue el ganador de este gran concurso abierto?

El equipo ganador de Bioeutectics, es una empresa que se dedica a desarrollar solventes naturales y 100% biodegradables. Sergio David Pasini Cabello, COO y Co-founder, comentó que “Como parte del equipo de Bioeutectics, queremos expresar nuestro más sincero agradecimiento a YPF QUÍMICA por brindarnos la oportunidad de participar en el evento Challenge INN-LAB”.

“Fue una experiencia maravillosa y nos permitió tanto conocer a la gente de YPF desde adentro como establecer valiosas conexiones con los demás proyectos participantes. Estamos emocionados por las futuras posibilidades de colaboración y creemos que, al trabajar juntos, podemos lograr una sinergia que contribuya a un mundo más sustentable y amigable con el medio ambiente. ¡Sigamos construyendo un futuro mejor para todos!”, concluyó.

¿De qué se trató el concurso de YPF Química?

El Challenge YPF Química INN-LAB 2023 atrajo la atención de 31 participantes, de los cuales solo 6 llegaron a la etapa final. Previamente al evento final, los equipos finalistas disfrutaron de la “Experiencia YPF”, que incluyó visitas a instalaciones de YPF como la Torre de Puerto Madero, el Complejo Petroquímico de Ensenada y Y-TEC, el centro de investigación conjunto con el Conicet.

A lo largo del concurso, el equipo de YPF Química brindó un acompañamiento integral a los participantes, ofreciendo talleres de capacitación que abordaron temas clave como propuesta de valor y técnicas de presentación.

En resumen, el Challenge YPF Química INN-LAB 2023 no solo representa una oportunidad para fomentar la innovación en la industria química, sino también un compromiso continuo por buscar nuevas ideas que impulsen el desarrollo sostenible y transformen tanto a Argentina como al mundo.

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Neuquén quiere cobrar un canon por el uso del agua a las hidroeléctricas

Diputados de todos los bloques políticos que integran la Comisión de Hidrocarburos, Energía y Comunicaciones de la Legislatura de Neuquén, expresaron su acuerdo para avanzar en el tratamiento y sanción del proyecto de ley presentado por el MPN para cobrar un canon por el uso y aprovechamiento del agua para la generación de energía eléctrica.

La iniciativa establece que las empresas que operan las represas hidroeléctricas, paguen por el recurso que utilizan (en este caso el agua de los ríos Limay y Neuquén) y que por Constitución Nacional es propiedad de la provincia.

Con los fondos obtenidos por el cobro del canon, que se estiman entre 10 mil y 15 mil millones de pesos mensuales, los diputados plantean una distribución que abarca desde un subsidio de la tarifa eléctrica a comercios, industrias y familias con ingresos inferiores a la canasta básica hasta el otorgamiento de créditos blandos para los habitantes de la provincia con el objetivo de adquirir paneles solares; también la construcción de defensas costeras y obras de saneamiento; la elaboración y ejecución de proyectos de parques solares, eólicos, geotérmicos y otras energías renovables; y el otorgamiento de recursos para los municipios que tendrán como objetivo la construcción de infraestructura básica en loteos y asentamientos, y un extra para las localidades donde estén instaladas las represas.

Los porcentajes que se asignarán a cada uno de estos ítems es justamente uno de los aspectos que se sometará a debate de los diputados, dejando en claro que el valor del metro cúbico de agua sobre el cual se cobrará el canon a las empresas, será una facultad del Ejecutivo provincial.

El diputado del MPN y autor de la iniciativa, Claudio Domínguez, destacó el acuerdo de todos los bloques para avanzar en la sanción de la ley y explicó que “a partir de ahora vamos a trabajar de manera conjunta, atendiendo los aportes y las observaciones que hagan los diputados, tanto técnicas como legales, para poder sancionar la mejor ley que le permita a los neuquinos poder comenzar a cobrar este canon, a partir del cual se obtendrán recursos que serán destinados a mejorar la calidad de vida de las familias de todos los rincones de nuestra provincia”

Agregó además que “hoy las empresas que usan el agua del Limay y del Neuquén para generar energía, no pagan un peso, hacen negocios millonarios sin dejarle nada a la provincia”.

“Es muy bueno que la provincia de Río Negro haya decidido avanzar en el mismo sentido que Neuquén, y entre las dos jurisdicciones, si se establece por ejemplo un costo de 0.05 centavos de dólar el metro cúbico, podrían recaudar cerca de 25 mil millones de pesos por mes”, dijo el diputado.

Por su parte, la diputada Cielubi Obreque, enfatizó que “poder llegar a sancionar esta ley va a ser un acto de estricta justicia”, señalando que “ya está saldada la discusión en cuanto a la propiedad del recurso, en este caso el agua de nuestros ríos le pertenece a la provincia y por lo tanto tiene la facultad de cobrar por su uso”.

La legisladora anticipó además que el bloque del MPN se encuentra trabajando en otro proyecto de ley complementario, que dispone la creación de una empresa provincial de generación de energía. “Esto nos brindará una mayor fortaleza al momento de defender y aprovechar los recursos naturales que son de todos los neuquinos”, dijo Obreque.

Domínguez en tanto, reiteró que “desde que se dejó sin efecto la Tarifa Comahue, los neuquinos pagamos tarifas muy caras por el transporte de energía, ya que el kilómetro cero está fijado absurdamente en Buenos Aires, en lugar de donde realmente se genera”.

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ExxonMobil y Qatar Petroleum devuelven 3 áreas offshore por falta de hidrocarburos

Las petroleras ExxonMobil y Qatar Petroleum (QP) decidieron devolver la concesión de tres áreas offshore que estaban explorando en el sur del Mar Argentino, tras no detectar hidrocarburos mediante el método de adquisición sísmica.

Las áreas son la Cuenca Malvinas Occidental 113 (MLO 113) y MLO 117, que fueron transferidas al Estado Nacional. La medida fue publicada este viernes en el Boletín Oficial. Lo mismo ocurrirá con el bloque MLO18, que comparten ambas empresas, aunque todavía no se oficializó la resolución.

“Se hizo la devolución de los tres bloques debido a que el estudio de los resultados de la sísmica realizada no arrojaron resultados que mostraran una presencia hidrocarburifera suficiente para avanzar a una etapa posterior”, aseguraron fuentes de ExxonMobbil y Qatar Petroleum. A su vez, aclararon que esta determinación “no se vincula con el proceso de testeo del mercado.

Según indican las resoluciones 27 y 28 publicadas este viernes en el Boletín Oficial, la Secretaría de Energía formalizó la definición de ExxonMobil y QP. “Declárase la extinción del permiso de exploración de hidrocarburos sobre el área MLO 113, ubicada en el ámbito Costa Afuera Nacional, otorgado mediante la Resolución N° 648 de fecha 17 de octubre de 2019, a las empresas ExxonMobil Exploration y QP Oil and Gas”, informa la medida, que también se replica para MLO 117.

Cuenca Malvinas Oeste

La Cuenca Malvinas Oeste tiene nueve áreas licitadas que se encuentran en aguas que van de 100 a 600 metros de profundidad. ExxonMobil y Qatar Petroleum consiguieron la adjudicación de las áreas MLO 118, MLO 117 y MLO 113 en 2019. Forman parte de la licitación de 18 áreas correspondientes al Concurso Público Internacional Costas Afuera N° 1, lanzado en 2018 para buscar hidrocarburos en el Mar Argentino.

Las ofertas ganadoras en el concurso público alcanzaron un compromiso de inversión de US$ 724 millones para explorar áreas en el norte y sur del Mar Argentino y corresponden a las compañías YPF, Qatar Petroleum, Equinor, ExxonMobil, Total, Shell, Pluspetrol, Tecpetrol, Wintershall, British Petroleum, Mitsui, ENI y Tullow.

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Aconcagua Energía aumentó casi 200% su producción de petróleo en 2023

La compañía energética Aconcagua Energía deja atrás un sólido 2023. Registró ingresos por 46,5 millones de dólares y aumentó su producción de petróleo casi 200%, mientras que la de gas creció arriba de 1500%. La firma, que cuenta con proyectos de generación renovable y áreas distribuidas entre la Cuenca Cuyana y la Neuquina, realizó inversiones por 119 millones de dólares.

Los ex ejecutivos de YPF y fundadores de Aconcagua Energía, Diego Trabucco y Javier Basso presentaron los resultados anuales y del cuarto trimestre (Q4) de 2023 ante la Comisión Nacional de Valores (CNV). La compañía obtuvo mejoras en la calificación crediticia que realizaron las agencias Fix SCR y Moody’s Argentina por su crecimiento sostenido y su modelo de negocio de compañía de energía integrada.

La sexta productora de hidrocarburos líquidos de Argentina informó que durante el cuarto trimestre de 2023 logró un Ebitda ajustado (beneficio antes de deducir gastos financieros) de 14,3 millones de dólares, unos 6.388 millones de pesos, lo que significó un incremento de 10,9 veces respecto del mismo período 2022.

En tanto la compañía alcanzó un Ebitda anual ajustado de 46,5 millones de dólares, que son unos 13.737 millones de pesos, durante el ejercicio 2023, lo que refleja un incremento de 8,4 veces respecto a 2022.

Por otra parte, las ventas del cuarto trimestre de 2023 ascendieron a 34,5 millones de dólares, lo que refleja un crecimiento de 8,1 veces sobre las ventas del mismo período en 2022. Mientras que las acumuladas a diciembre de 2023 ascendieron a 132,1 millones de dólares6,6 veces superiores a las ventas del mismo período del 2022.

“Aconcagua Energía ha demostrado un crecimiento armónico y sostenido, en producción de petróleo y gas, reservas, generación de energía, ventas e ingresos. Asimismo, la compañía ha mejorado permanentemente su participación en el mercado interno y externo, diversificando sus clientes, e integrando servicios claves para una mejor gestión de costos“, destacaron desde la firma.

En la presentación la firma expuso que creció 198% su producción de petróleo y 1513% la de gas. La producción total promedio de hidrocarburos durante el ejercicio 2023 alcanzó los 11.404 barriles equivalentes por día. La venta de hidrocarburos líquidos aumentó en el mercado interno 128% y creció 733% las exportaciones de petróleo. En tanto las ventas de gas, subieron más de 830% en el país.

Los ingresos totales por ventas aumentaron 561%. Se explica por una mejora en las áreas de Mendoza y Río Negro, y la incorporación de producción de las áreas convencionales adquiridas a Vista Energy el año pasado.

El costo de extracción mejoró de la mano del Modelo de Negocio Integrado de Aconcagua. En 2023, fue de 22,2 dólares por barril equivalente de petróleo (usd/boe), un 3% menos respecto al 2022, cuando rondó los 22,9 usd/boe. stos resultados se dan aún con la transacción por las áreas de Vista.

“En materia financiera y conforme con la política de endeudamiento máximo definida por sus accionistas (2,5x) para crecimiento orgánico, el nivel de apalancamiento Deuda/Ebitda ajustado fue de 2,3x“, subrayaron.

En el 2023, la firma realizó inversiones en forma conjunta con sus socios por 119 millones de dólares destinadas a infraestructura, equipos y perforación de pozos. Representó un incremento de 678% respecto a las realizadas en el 2022. A la vez, supera por un 63% a los 73 millones de dólares planificados para el año pasado.

“Para desarrollar este nuevo objetivo, la empresa energética consolidó una flota de 9 equipos de torre, incluyendo flush by, pulling, workover, y un equipo de perforación, el A-301″, destacaron desde la firma. Estos equipos están distribuidos entre la Cuenca Cuyana (norte de Mendoza) y la Cuenca Neuquina (Río Negro, Neuquén y sur de Mendoza).

Como parte del acuerdo alcanzado con Vista Energy, Aconcagua Energía incorporó durante 2023 más de 300 trabajadores. “Representa un crecimiento interanual en recursos humanos y experiencia en más del 100%”, subrayaron.

Aconcagua Energía continúa haciendo historia, además de incrementar su participación en el sector de hidrocarburos, también avanza en generación de energía eléctrica mediante la construcción de los dos parques solares en la provincia de Mendoza, más la generación térmica e hidroeléctrica tras la reciente incorporación de los activos de Orazul Argentina”, indicaron.

Además, durante el 2023, Aconcagua también estableció alianzas con diversas organizaciones e instituciones académicas y sociales en post de llevar adelante programas de formación y fortalecimiento educativo, social y deportivo en las tres provincias donde opera.

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Pampa Energía obtuvo el Premio Nacional a la Calidad 2023

La Fundación Premio Nacional a la Calidad distinguió a Pampa Energía por sus acciones de transformación digital, destacando la constante búsqueda por superar desafíos y alcanzar nuevas metas. 

Benjamín Guzmán, director de Producción e Ingeniería de Generación Eléctrica, afirmó que: “En Pampa desarrollamos diferentes iniciativas para que nuestros activos sean cada vez más eficientes. El trabajo que estamos realizando en nuestro segmento de generación nos llena de orgullo y este premio nos motiva a seguir por este camino”. Y agregó: “Durante 2023 fuimos la empresa privada que más energía eléctrica generó, alcanzando una disponibilidad operativa por encima del promedio país”. 

El Premio Nacional a la Calidad fue establecido por la Ley N° 24.127 y tiene como objetivo la promoción, desarrollo y difusión de los procesos y sistemas destinados al mejoramiento continuo de la calidad de los productos y servicios que se originan en el sector empresario y en la esfera de la administración pública. Este galardón reconoce a las organizaciones que abordan en su proceso de transformación digital en pos de afrontar las demandas del contexto, incrementando su competitividad y sustentabilidad. 

Pampa Energía es una de las mayores generadoras del país. Opera nueve centrales térmicas, tres hidroeléctricas y cuatro parques eólicos, con una potencia instalada que alcanza los 5.332MW. Además, se encuentra desarrollando el Parque Eólico Pampa Energía VI de 140MW en la localidad de Bahía Blanca. 

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Estiman que la producción de gas natural de Estados Unidos disminuirá en 2024

La producción de gas natural de Estados Unidos disminuirá en 2024, mientras que la demanda aumentará hasta alcanzar una cifra récord, indicó el martes la gubernamental Administración de Información de Energía (EIA) en su informe Perspectivas Energéticas a Corto Plazo.

Según las previsiones de la EIA, la producción de gas seco disminuirá desde un récord de 103.790 millones de pies cúbicos diarios (mpcd) en 2023 a 103.350 mpcd en 2024, ya que varios productores han reducido sus actividades de perforación después de que los precios cayeran a un mínimo de 3 años y medio en febrero.

Para 2025, la EIA prevé que la producción aumente a 104.430 mpcd.

La agencia también prevé que el consumo nacional de gas aumente de un nivel histórico récord de 89.090 mpcd en 2023 a 89,680 mpcd en 2024, antes de reducirse a 89.210 mpcd en 2025.

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El Gobierno volvió a prorrogar las concesiones de las represas hidroeléctricas del Comahue

El Gobiernmo volvió a prorrogar por 60 días corridos los contratos de concesión de las centrales hidroeléctricas Alicurá, El Chocón Arroyito, Cerros Colorados y Piedra del Águila, ubicadas en las provincias de Río Negro y Neuquén, y dispuso la continuidad de Energía Argentina (ENARSA) como veedor para las tres represas.

La prórroga tiene vigencia desde mañana para las tres primeras, mientras que para Piedra del Águila comenzará el 28 de abril, de acuerdo con la Resolución 33/2024 de la Secretaría de Energía, publicada ete lunes en el Boletín Oficial.

Según lo dispuesto, las concesionarias deberán continuar a cargo del complejo hidroeléctrico correspondiente y cumplir con todas sus obligaciones derivadas del contrato, “a los efectos de preservar la seguridad de las personas y los bienes ubicados en la Cuenca y bajo su responsabilidad”.

Los plazos de concesión de estas centrales, que se encuentran vencidos, fueron prorrogados varias veces desde julio de 2023 y, una vez que finalicen, las concesionarias deberán transferir el dominio y posesión de los equipos al Estado Nacional en su carácter de concedente. 

El Poder Ejecutivo señaló que las prórrogas fueron dispuestas en virtud de la información oportunamente presentada por ENARSA y el Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE), “a los fines de realizar un traspaso ordenado tanto de los bienes, como de la operación y mantenimiento de las centrales, sin perjuicio de la facultad de la Secretaría de Energía de ampliarlo hasta el plazo máximo fijado en los contratos”.

A principios de año, el secretario de Energía, Eduardo Rodríguez Chirillo, anticipó cuál será el futuro de las concesiones frente al reclamo de los Gobiernos de Neuquén y Río Negro por una participación tripartita en el control de las centrales. 

El funcionario explicó que los contratos pueden extenderse por 12 meses a criterio unilateral del Gobierno nacional. “Luego se decidirá si las toma Enarsa o se relicitan”, enfatizó.

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La agenda de YPF para establecer una transición ordenada en las áreas de las que se retirará en el Golfo San Jorge

El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, firmó la semana pasada con Jorge “Loma” Ávila, titular del sindicato de Petroleros Privados de Chubut, un acuerdo que autoriza a la petrolera bajo control estatal a bajar sensiblemente desde abril la actividad en las áreas convencionales que pretende transferir a operadoras independientes o compañías regionales que puedan poner foco en ese tipo de yacimientos maduros. El entendimiento con el gremio contempla que YPF se haga cargo del 80% de los salarios de unos 1200 trabajadores petroleros que prestan tareas en los campos que cederá YPF, entre los que figuran Campamento Central, El Trébol y Restinga Alí, entre otros.

Como YPF dejará de perforar en esos bloques —y también paralizará la actividad de varios equipos de pulling y workover—, los operarios se mantendrán en sus casas durante los próximos 90 o 120 días, período en el que YPF espera haber concluido el proceso de venta y reversión de activos secundarios.

Ecos del acuerdo

El acuerdo con Ávila generó cierto malestar en el universo sindical. Hasta el viernes, el sindicato de Camioneros de Chubut, que responde a Jorge Taboada, un dirigente que tiene juego político propio en el Golfo San Jorge, no estaba dispuesto a replicar una iniciativa de esas características. Tampoco Julián Matamala, titular del gremio petrolero de Mendoza, dio el visto bueno para avanzar con un entendimiento de esas características aplicable a los trabajadores petroleros de los campos ubicados en el norte de la provincia cuyana, de donde YPF pretende retirarse.

La clave es qué sucederá en Santa Cruz, donde la petrolera que preside Marín opera sobre un universo de más de 4000 trabajadores si se incluye a Los Perales, a priori, el único bloque que YPF quiere conservar. Rafael Guenchenen, delfín del gobernador Claudio Vidal, que heredó el control del sindicato petrolero de Santa Cruz, no está de acuerdo con replicar las condiciones que aceptó Ávila, según indicaron fuentes sindicales a EconoJournal. En particular, no quiere que YPF baje el nivel de actividad en la provincia mientras se extiende el proceso de venta. Guenchenen y Vidal estuvieron, sin embargo, en los últimos días abocados a contener una crisis más urgente.

Disparos en el sindicato

Durante la tarde del viernes, desconocidos balearon la sede del gremio petrolero en Caleta Olivia, una localidad del norte santacruceño, región convulsionada por el despido de más de 1200 operarios que estaban empleados en la construcción de las represas Néstor Kirchner-Jorge Cepernic. La provincia dictó la conciliación obligatoria, pero la UTE Gezhouba-Electroingeniería desconoció la competencia de la provincia para intervenir en el conflicto. Sostienen que la jurisdicción es nacional porque el contratante es Enarsa.

El escenario convulsionado puso en pie de guerra a la Uocra. No está claro si ese conflicto o la salida de YPF de la mayoría de los yacimientos de la provincia tienen vinculación con el atentado contra el sindicato petrolero (el segundo en una semana, dado que el miércoles fue baleada la camioneta de Carlos Páez, un delegado petrolero, mientras circulaba por el centro de Caleta), pero es imposible no interpretar que la escalada de violencia contra el sindicato petrolero de Santa Cruz, bastión originario de Vidal, esconde algún mensaje para el gobernador.

La respuesta inmediata de Guenchenen, que está casado con la hija de Héctor ‘Chaco’ Segovia, ex titular del sindicato petrolero, fue relevar al delegado de la sede gremial de Caleta Olivia, Ezequiel García, que responde políticamente al intendente de la ciudad, Pablo Carrizo, otro ex dirigente sindical que el año pasado ganó el municipio con apoyo de Vidal. Lo reemplazó el propio Páez, el mismo que sufrió un atentado con armas de fuego la semana pasada.

Contención

Más allá de la turbulenta realidad de Santa Cruz, YPF impulsa una agenda de acuerdos políticos para viabilizar su salida de yacimientos convencionales en todo el país. Con el gobernador de Chubut, Ignacio Torres, existen gestiones avanzadas para que la provincia no objete ni complique la cesión de áreas convencionales a operadoras más chicas como Capsa-Capex, un jugador importante en la provincia (es una de las empresas con mayor desarrollo en técnicas de explotación secundaria y terciaria con polímeros) y otros jugadores como el Grupo Neuss, muy cercano al mandatario chubutense, que tendría interés en operar el bloque Restinga Alí.

Para sellar administrativamente el retiro de YPF, Torres pidió a la petrolera bajo control estatal fondos para llevar adelante una serie de obras de infraestructura como el tendido de un acueducto en Comodoro Rivadavia, una obra más que necesaria para terminar con los recurrentes problemas de acceso al agua potable que afectan desde hace años al ejido urbano, y la construcción de una ruta de circunvalación por los yacimientos emplazados en la periferia de la ciudad, entre otras obras.

Existiría voluntad de YPF de avalar ese planteo. El intendente de Comodoro, Othar Macharashvili, que en un primer momento fue crítico de la intención de YPF de bajar su inversión en la cuenca del Golfo e incluso redactó un proyecto de Ley para que obligaba a la empresa a remediar los pasivos ambientales que provocó en Comodoro, también mantiene conversaciones con la petrolera con la intención de negociar alguna especie de compensación para la ciudad.

El objetivo de YPF es garantizar una transición ordenada que contemple los intereses empresarios, sindicales y políticas. En esa clave, para la próxima semana está previsto realizar reuniones con empresas de servicios del Golfo San Jorge para contemplar sus necesidades e intentar que el entramado de proveedores locales no sea vea perjudicado durante el plazo que lleve la venta de las áreas maduras. Es que si bien la petrolera controlada por el Estado está dispuesta a cubrir la mayor parte del salario de los trabajadores enrolados en esos bloques, las compañías de servicios no podrán certificar tareas mientras dure la negociación por el cesión/reversión de los bloques.

Esa situación podrá en jaque a las finanzas de los contratistas, que dejarán de percibir fondos para cubrir gastos de estructura y administración de sus organizaciones (overhead), préstamos bancarios, amortizaciones y cuotas de equipamiento recientemente adquirido y compromisos impositivos con la AFIP. Por eso, los proveedores esperan que YPF ofrezca algún esquema de contención. La respuesta llegará en las próximas semanas cuando la petrolera defina qué banco estará a cargo en lo formal del proceso de venta de las 55 áreas que quiere traspasar.

, Nicolas Gandini

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El gobierno prorrogó nuevamente las concesiones de las represas del Comahue en medio de la tensión con los gobernadores

La Secretaría de Energía a cargo de Eduardo Rodríguez Chirillo prorrogó nuevamente las concesiones de cuatro represas hidroeléctricas sobre el río Limay en las provincias de Neuquén y Río Negro. Las concesiones de las centrales Alicurá, El Chocón – Arroyito y Cerros Colorados (Planicie Banderita), vencían el 19 de marzo y fueron prorrogadas hasta el 19 de mayo, mientras que la de la central Piedra del Águila se extendió hasta el 28 de junio.

Junto a la medida que tomó en enero, ésta es la segunda vez que el gobierno de Javier Milei extiende el plazo de las concesiones de las represas del Comahue en medio de las tensiones y negociaciones con los gobernadores por la Ley Bases y el DNU 70. Los gobiernos de las provincias de Neuquén y Río Negro también quieren una mayor participación en las centrales.

Represas

La medida se publicó en el Boletín Oficial este lunes mediante la resolución 33 de la cartera energética. “A los efectos de preservar la seguridad de las personas y los bienes ubicados en la Cuenca y bajo su responsabilidad, las concesionarias deberán continuar a cargo del complejo hidroeléctrico correspondiente”, señala la medida.

Las represas fueron privatizadas en 1993 por 30 años y el plazo de las concesiones vencieron en agosto del año pasado. Alicurá es controlada por la estadounidense AES, El Chocón – Arroyito la opera la italiana Enel, la central Cerros Colorados está a cargo de Orazul Energy, que pertenece al fondo I Squared Capital, y Piedra del Águila la opera Central Puerto.

Prórrogas

En medio del debate sobre la reestatización de las centrales, en junio de 2023 el gobierno anterior extendió la concesiones para que las centrales permanezcan bajo la misma operación hasta alcanzar una definición (resolución 574/2023). Luego, en octubre, el exministro de Economía Sergio Massa, a través de la resolución 815/2023, prorrogó por 100 días el plazo de vencimiento de las concesiones.

En la misma sintonía, y en medio de las negociaciones con los gobernadores por la vigencia del DNU 70 y el proyecto de Ley Bases, el actual gobierno nacional volvió a prorrogar el plazo por 60 días en enero (resolución 2/2024). Y ahora el Poder Ejecutivo vuelve a extender las concesiones de las cuatro centrales hidroeléctricas por otros 60 días más.

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

, Roberto Bellato

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FES RD: Conversación de alto nivel entre autoridades del sector energético en el Caribe

Future Energy Summit (FES) llega al Caribe con su propuesta de megaevento para profesionales del sector energético. El encuentro que se desarrollará este miércoles 20 y jueves 21 de marzo en el Hotel Intercontinental Real Santo Domingo ya cuenta con la confirmación de grandes autoridades.

El ministro de Energía y Minas de República Dominicana, Antonio Almonte, encabezará la apertura del evento en una conversación destacada junto a Guido Gubinelli, director periodístico de Energía Estratégica.

A su continuación, se llevará a cabo una Conversación de Alto Nivel Sector Público denominada “Las Energías renovables y los objetivos de descarbonización regional”, del que participarán autoridades de República Dominicana y Puerto Rico.

Este conversatorio moderado por Álvaro Villasante, vicepresidente de Gestión de Negocios e Innovación del Grupo Energía Bogotá, introducirá a la audiencia en las iniciativas de política pública que está impulsando cada mercado en el marco de su transición energética.

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Por ello, como país anfitrión de este evento, República Dominicana aseguró la asistencia de su viceministro de Energía, Rafael Orlando Gómez, junto a Edward Veras, director ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía (CNE), Aura Caraballo de la Superintendencia de Electricidad (SIE) y Martín Robles de la Empresa de Transmisión Eléctrica Dominicana (ETED).

Desde Puerto Rico, Omar Vega-Albino, Senior Advisor en la Secretaría Auxiliar de la Gobernación para Asuntos Energéticos en La Fortaleza, llegará para completar este conversatorio de alto nivel del sector público y comunicar a todos los stakeholders locales e internacionales las últimas novedades en materia de energías renovables.

Al respecto, es preciso recordar que Puerto Rico a partir de la Ley 17-2019 persigue una meta de un 100% de energías renovables al 2050, con metas intermedias que contemplan alcanzar un mínimo de 40% al 2025 y 60% al 2040.

En tanto que República Dominicana mediante la Ley 57-07 mandata a todas las autoridades del subsector eléctrico a procurar que el 25% de las necesidades del servicio para el año 2025 sean suplidas a partir de fuentes de energía renovable. Y aquello no sería todo.

Al 2030, con base en los Objetivos de Desarrollo Sostenible, República Dominicana también se comprometió ante la ONU a que el 30% de su demanda energética sea suministrada por fuentes de energías renovables.

Estos mercados van avanzando en su renovabilidad. Puerto Rico suma 766 MW sólo en generación distribuida (692 MW en medición neta) y en el orden de los 400 MW entre eólica y solar a gran escala; y República Dominicana cuenta con 411 MW instalados en 9 centrales eólicas, 679 MW en 14 centrales fotovoltaicas de gran escala y 350 MWp en generación distribuida bajo el programa de medición neta.

FES ofrece el espacio de conferencia y networking ideal para profundizar en las oportunidades para acelerar inversiones en la región. Más de 500 profesionales del sector energético público y privado ya reservaron su entrada para Future Energy Summit Central America & the Caribbean.

¡Súbete a la ola renovable y vive la experiencia de este viaje hacia la transición energética!

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Ennova, LONGi, Risen, SL Rack, Solis, Sungrow y Trina Solar abordarán hitos y retos con fotovoltaica y baterías

Future Energy Summit (FES) llevará a cabo por tercer año consecutivo su evento en República Dominicana. Las expectativas ascienden a pocos días del inicio y ya se registra un 98% de aforo.

Más de 500 profesionales del sector energético renovable ya reservaron su entrada para el encuentro que se desarrollará este miércoles 20 y jueves 21 de marzo en el Hotel Intercontinental Real Santo Domingo.

Esta edición denominada Future Energy Summit Central America & the Caribbean promete los más sofisticados espacios para networking y salones de conferencias con ponencias destacadas y más de 10 paneles de debate.

Entre ellos, el panel denominado “La generación distribuida, almacenamiento y nuevas tecnologías como motor de la transición energética sostenible” contará con la participación de portavoces de empresas líderes como Ennova, LONGi, Risen, SL Rack, Solis, Sungrow y Trina Solar.

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12:00 pm
Panel: La generación distribuida, almacenamiento y nuevas tecnologías como motor de la transición energética sostenible

Héctor Nuñez – Colombia, Mexico, C.A & Caribbean, Head of Sales – Sungrow
Sergio Rodríguez – Chief Technology Officer – Solis Vicente Walker – Head de Trina Storage LAC – Trina Solar
Rodrigo Sotelo – Sr. Sales Utility Manager Mexico and Dominican Republic – Longi
Vandy Ferraz – LATAM Product Manager – Risen
Rafael Burgos – CEO – Ennova
Oscar Rubio – Sales Manager Ibérica & Latam – SL Rack
Modera: Guido Gubinelli – Director Periodístico – Energía Estratégica

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En este panel, se prevé que se aborden cuestiones como competitividad, eficiencia y versatilidad de módulos solares por un lado; y por otro, tendencias en almacenamiento energético en baterías.

En tal sentido, Guido Gubinelli, director periodístico de Energía Estratégica, ahondará en los retos y oportunidades que se abren para acelerar la transición con proyectos híbridos PV+Storage.

Así mismo, se podrá sobre la mesa el debate en torno a la eliminación o ampliación de incentivos para generación distribuida y el régimen especial de almacenamiento BESS para ofrecer el servicio de arbitraje de energía a partir de fuentes primarias de energías renovables variables.

No se pierda la oportunidad de formar parte de este debate de FES en el que se deslizarán las nuevas oportunidades para continuar ampliando el parque de generación y almacenamiento en el Caribe.

¡Súbete a la ola renovable y vive la experiencia de este viaje hacia la transición energética!

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Pampa Energía estima una leve alza de precios en el MATER de Argentina

Pampa Energía, una de las empresas integradas de energía más importantes de Argentina, participó del mega evento FES Argentina, organizado por Future Energy Summit (FES) en la ciudad de Buenos Aires. 

Su director de Comercialización de Electricidad, Rubén Turienzo, analizó las tendencias de las energías renovables ante una nueva etapa del mercado e hizo énfasis la continuidad del Mercado a Término (MATER), donde prevé una alza de valores de los contratos entre privados, pero también oportunidades para abastecer futuras demandas. 

“Ya tocamos piso en los precios del MATER. Se aprovechó la infraestructura existente, el empuje, pasamos por una coyuntura de exceso de pesos en Argentina y tenemos un montón de proyectos que fueron impulsados por la brecha, pero eso se termina”, señaló. 

“Los costos del CAPEX subieron y en el Mercado a Término los precios estuvieron en el rango de USD 60-65 MWh, pero eso no traccionará más proyectos. Sino que a futuro veo más un rango de USD 65-70 MWh”, vaticinó. 

Cabe recordar que Pampa Energía suma 200 MW eólicos adjudicados en el MATER (posee otros 100 MW bajo la órbita del Programa RenovAr) y otros 139,5 MW en construcción en el parque eólico Pampa Energía VI, que entraría en operación comercial en el tercer trimestre del 2024. 

Asimismo, el Mercado a Término de Energías Renovables que se ha posicionado como uno de los principales drivers de crecimiento a lo largo de los últimos años. A tal punto que, desde su implementación en 2017, más de 100 proyectos por alrededor de 4520 MW de potencia cuentan con prioridad de despacho entre el mecanismo Pleno y de asignación Referencial “A” (curtailment de hasta 8% hasta que se ejecuten las obras de transporte que permitan evitar las limitaciones). 

A lo que se debe añadir que para la convocatoria vigente del Mercado a Término (cierra el 5 de abril) hay aproximadamente 1000 MW de capacidad de transporte adjudicable con prioridad de despacho entre ambos mecanismos. 

De todos modos, Turienzo remarcó que existen retos para la comercialización de electricidad y el crecimiento de las renovables en el país, siendo la falta de pagos a las empresas generadoras y transportistas que son acreedores del Mercado Eléctrico Mayorista. 

“El nuevo gobierno se encontró con un problema serio de tarifas por el piso, consumidores que no pagan lo que cuesta la energía. Pero debe resolver eso y enfrentamos un embudo importante de casi 3 transacciones sin abonar en todo el sector”, apuntó. 

Además, planteó la importancia de “hacer docencia” para generar la demanda, considerando que la gestión de Javier Milei pretende desligar a la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (CAMMESA) como comprador de energía y que ese rol lo ocupen las distribuidoras . 

“La demanda que buscamos en el MATER eran los grandes usuarios del mercado. Todavía quedan algunos pero se llega a una saturación de ellos, por lo que debemos buscar la demanda que está dentro de las distribuidoras que, en todos estos años de distorsiones de precios y subsidios, generó una conducta donde cuesta sacar al usuario de la propia distribuidora o que ésta sea quien contrate”, subrayó.

 “Hay altas expectativas en el mercado, casi infinitas. Pero nos falta bajar a tierra distintas cuestiones. Tal como dijo el secretario de Energía, Eduardo Rodríguez Chirillo, está todo por hacer. Nos tenemos que poner de acuerdo y buscar un escenario en el que se puedan atraer inversiones y financiar proyectos”, agregó el director de Comercialización de Electricidad de Pampa Energía durante FES Argentina. 

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Opinión: La transición energética es antes que nada una gran oportunidad

América Latina y el mundo entienden la necesidad de enfrentar las consecuencias del cambio climático, y en ese contexto, la distribución de energía eléctrica se ve impactada por el avance inevitable, y a la vez esperado, de la transición hacia matrices energéticas más limpias.

La transición energética es una gran oportunidad para los usuarios, la sociedad, las empresas distribuidoras de energía y para los países que contemplen y se adhieran a cumplir los Objetivos de Desarrollo Sostenible del Pacto Global de las Naciones Unidas. El ODS 7, puntualmente, busca garantizar el acceso a una energía asequible, segura, sostenible y moderna para todos.

En este contexto, y yendo al último punto que refiere a la modernidad, la tecnología es el habilitador natural para llevar adelante un cambio de paradigma que sin dudas abre nuevos desafíos para el sector de la distribución de energía eléctrica y nos presenta una gran oportunidad como país.

Este nuevo escenario requiere una red de distribución automatizada, digital y segura donde los distribuidores de energía eléctrica dejemos de ser solamente quienes ponen a disposición la capacidad de las redes para ser administradores de un sistema dual donde los consumidores también puedan tomar el rol de prosumidores, generando su propia energía y ofreciendo al mercado el excedente generado en su hogar.

Los medidores inteligentes, las nuevas tecnologías de almacenamiento, la adecuación de las redes para promover la electromovilidad o cualquier innovación digital representan inversiones de gran magnitud. También el reemplazo a gran escala de equipamiento ineficiente de refrigeración, calefacción y heladeras, son todas cuestiones que pueden impactar positivamente en las economías locales al generar nuevos puestos de trabajo de manera sostenible.

Europa está adelantada en términos de transición energética. De hecho, sus estudios de prefactibilidad aseguran que precisan una inversión de 400 billones de dólares para llevar adelante la transición energética. En Latinoamérica estamos encarando un estudio para dimensionar las inversiones necesarias en la región a través de Adelat, la Asociación de Distribuidoras de Energía Eléctrica Latinoamericanas.

Para que la transición energética sea progresiva y coordinada, se deben tener en cuenta las siguientes acciones. Llevar adelante un plan de inversiones que permitan fortalecer la red. A su vez, otorgarle resiliencia a la red para que pueda recuperar el servicio a mayor velocidad frente a cuestiones climáticas extremas que nos afectan a nivel global. Y también, darle flexibilidad a la red para convertirla en una red bidireccional y que administre los recursos energéticos distribuidos y múltiples decisiones descentralizadas, todo esto en tiempo real. Hasta hoy la demanda se encuentra en puntos fijos, en adelante con la electromovilidad el consumo estará en movimiento y nos tenemos que preparar para ello con el objetivo de darle el mejor servicio al usuario del futuro. En este sentido, los sistemas informáticos serán clave ya que podrán definir en tiempo real una correcta administración de los recursos y consumos de energía eléctrica.

Los hábitos de consumo cambiaron y así como los usuarios exigen en tiempo real el recorrido de un pedido por delivery, pueden esperar lo mismo del servicio eléctrico. Para darles respuesta, la modernización de la red de distribución de energía es clave. Tenemos por delante la incorporación de 15 millones de medidores inteligentes para Argentina, en un ciclo de recambio estimado de 10 años, una excelente oportunidad para la industria nacional.

Actualmente la lógica del sector eléctrico en Argentina, en base al Marco Regulatorio actual, la Ley 24.065, impulsa la minimización de los costos de distribución, cuestión que es incompatible con las inversiones necesarias para dar lugar a la transición energética. Las distribuidoras de energía de la región coincidimos en advertir que el modelo tradicional de minimización de costos debe ser reemplazado por un enfoque de maximización de beneficios para la sociedad, ¿Qué significa? Que los marcos regulatorios deben acompañar el contexto actual para impulsar la eficiencia económica del sector, acoplando la oferta y la demanda, pero pensando en los beneficios futuros para la sociedad.

La transformación de nuestro sector está en marcha. Todas las distribuidoras asociadas a Adeera estamos trabajando en este sentido. Creemos que además de un marco regulatorio acorde, será necesario tener una mirada de largo plazo con reglas que incentiven la transformación y la inversión, y a la vez, contemplen las necesidades presentes y futuras de las personas usuarias.

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Sempra Infraestructura anuncia el proyecto eólico Cimarrón

Sempra Infraestructura, una subsidiaria de Sempra (NYSE: SRE) (BMV: SRE), anunció que tomó la decisión final de inversión positiva para el desarrollo, construcción y operación del proyecto eólico Cimarrón, la tercera fase del complejo eólico Energía Sierra Juárez (ESJ).

El proyecto Cimarrón tendrá una capacidad total aproximada de 320 mega watts (MW) y cuenta ya con un acuerdo de compra de energía por 20 años con Silicon Valley Power para suministrar energía renovable a largo plazo a la ciudad de Santa Clara, California. Este proyecto tiene también un acuerdo de precio fijo con Vestas para la compra, instalación y suministro de 64 aerogeneradores, así como un acuerdo de precio fijo con Elecnor para ingeniería, procura y construcción del parque eólico. El proyecto Cimarrón utilizará la línea de transmisión de alta tensión transfronteriza de Sempra Infraestructura, que interconecta el complejo eólico ESJ directamente con el Operador Independiente del Sistema de California (CAISO, por sus siglas en inglés).

“Nos entusiasma poder ampliar el complejo eólico Energía Sierra Juárez de manera eficiente para contribuir a las necesidades de energía limpia y renovable de Silicon Valley Power,” dijo Justin Bird, Director General de Sempra Infraestructura. “Se espera que el proyecto Cimarrón genere retornos financieros sólidos, y representa un importante paso para materializar nuestra misión de convertirnos en la empresa de infraestructura energética líder en Norteamérica.”

La energía que producirá Cimarrón equivale al consumo anual de más de 84,000 hogares y la reducción de emisiones de gases de efecto invernadero equivalentes a 210,000 toneladas métricas de dióxido de carbono (CO2e) al año.1 Se espera que la construcción de este nuevo parque genere más de 2,000 empleos directos e indirectos y cuente con una inversión adicional en la comunidad, como parte del compromiso de inversión social y de sustentabilidad de Sempra Infraestructura.

Las primeras dos fases del complejo eólico de Energía Sierra Juárez, que suman 263 MW, cuentan con acuerdos de compra de energía de largo plazo con San Diego Gas & Electric. Una vez que el proyecto Cimarrón esté en operación, el complejo eólico ESJ tendrá una capacidad instalada total de más de 580 MW, y representará uno de los proyectos eólicos más grandes en México.

Sempra Infraestructura ha ingresado una solicitud de interconexión para contar con 300 MW de capacidad adicionales en el activo que, en su totalidad, tiene una oportunidad potencial de expansión de más de 650 MW. En caso de desarrollarse este potencial, la empresa contaría con una capacidad instalada de más de 1,200 MW de energía eólica en Baja California.

El proyecto Cimarrón es desarrollado por la línea de negocio de soluciones bajas en carbono de Sempra Infraestructura, que se enfoca en comercializar e implementar soluciones bajas en carbono con el fin de satisfacer la creciente demanda de energía más limpia en forma de electrones y moléculas. La actual cartera de proyectos renovables con la que cuenta Sempra Infraestructura incluye más de 1,000 MW de infraestructura de energías limpias, así como proyectos en desarrollo para la producción de hidrógeno y tecnologías avanzadas de captura, uso y almacenamiento de carbono.

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El Rosado busca adicionar 8 MW en generación distribuida para el 2024

Los problemas de estiaje producto de los efectos del cambio climático están afectando la generación hidroeléctrica que es tradicionalmente, la principal fuente de energía del país. 

Esta situación hace que diferentes actores del mercado sientan la obligación de apostar en otras tecnologías como la energía solar para garantizar el suministro eléctrico de sus actividades.

Bajo esta premisa, Blanca Gallegos, Gerente de Sostenibilidad de Corporación El Rosado, un importante grupo empresarial en Ecuador destaca los esfuerzos continuos de la Corporación por avanzar hacia un modelo más sostenible y eco amigable de la mano de la generación distribuida. 

«Corporación El Rosado» es uno de los más grandes retailers comerciales del sector privado. Queremos entregar los mejores productos y servicios a los clientes y al mismo tiempo que ellos tengan la certeza de que están haciendo una compra responsable con el medio ambiente«, afirma Gallegos.

De esta forma, la ejecutiva compartió los logros significativos del Corporación El Rosado en términos de generación renovable: “En el 2022 cerramos con 12 MW en operación y al año siguiente, duplicamos nuestra capacidad a 25 MW. Ahora, con la flexibilización de la regulación en generación distribuida, la corporación tiene como objetivo sumar 8 MW adicionales”.

En este sentido, hizo referencia a la reciente suba en el límite de potencia de autoconsumo, que pasó de 1 MW a 2 MW.  De acuerdo a la experta, aunque sigue siendo un límite modesto desde el punto de vista comercial, puede ser beneficioso para el sector residencial, que es hacia donde la regulación del sector eléctrico debe avanzar.

Cambio en el marco regulatorio y perspectivas de crecimiento

Ante la creciente demanda de energía potenciada por los efectos del fenómeno de “El Niño”, Gallegos aborda la necesidad de ajustar el marco regulatorio ecuatoriano para fomentar prácticas exitosas observadas en otros países latinoamericanos en favor de las energías renovables.

«Deberíamos homologar prácticas adecuadas de nuestros pares latinoamericanos como Brasil, donde los sistemas de compensación son mucho más accesibles. Puedes compensar con un solo medidor, mientras que en Brasil puedes compensar hasta 3 medidores, atado a la capacidad de generación del operador», indica.

La experta también enfatiza en la importancia de repensar la estructura de tarifas gubernamentales, proponiendo incentivos estacionales que beneficien a los usuarios y promuevan la inversión en energías renovables. 

«No tenemos banderas de consumo. Estas deberían activarse con los problemas de estiaje. Estamos pagando una de las energías renovables más caras del mercado debido a nuestra falta de inversión», expresa.

A pesar de los desafíos, Gallegos adopta una perspectiva optimista: «Hay mucho trabajo por hacer, pero me gusta ver el vaso medio lleno y considero que son dificultades que podemos ver como oportunidades para ser más competitivos». 

De esta forma, el Corporación El Rosado sigue trabajando para posicionarse como un actor clave en el impulso de la sostenibilidad y la generación distribuida en Ecuador, para contribuir a la transición hacia un sistema energético más limpio y eficiente.

 

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Shell Argentina comprará energía verde a Genneia en Vaca Muerta

En el marco de su compromiso con la transición energética, Shell Argentina firmó un acuerdo con Genneia, la compañía líder en generación de energías renovables en Argentina, para abastecer con energía limpia la demanda energética de sus bloques operados en Vaca Muerta.

Dicha alianza se enmarca a través del sistema privado Mercado a Término de Energías Renovables (MATER), con un contrato de provisión de energía verde que tiene una duración de 7 años para cubrir las operaciones de Shell en Argentina, iniciando el 1° de mayo de 2024. La energía renovable será suministrada desde un pool de activos de Genneia, conformado por parques eólicos y solares de la compañía.

“Este acuerdo es muy significativo para la ambiciosa estrategia de descarbonización de nuestras operaciones en Vaca Muerta. Abastecer con energía eólica y solar nuestras plantas de procesamiento y consumo de pozos productivos traerá un avance muy importante en nuestras metas de reducción de emisiones en el país”, celebró Ricardo Rodríguez, Presidente de Shell Argentina.

Esta iniciativa se enmarca en una robusta estrategia de descarbonización que Shell tiene en Argentina, en línea con las metas de reducción de emisiones de la compañía a nivel global. Mediante este acuerdo, Shell Argentina se asegura mantener sus emisiones de Alcance 2 en cero, como así también hacer una contribución directa y valiosa al desarrollo de energías renovables en Argentina.

Por su parte, Genneia sigue creciendo en el Mercado a Término de Energías Renovables, expandiendo su cartera de clientes, compuesta actualmente por más de treinta empresas.

En este sentido, Bernardo Andrews, CEO de Genneia, manifestó: “Estamos orgullosos de acompañar a Shell con sus objetivos estratégicos de reducir las emisiones de carbono,  aumentar la eficiencia energética y que confíen en Genneia para alcanzarlos. Nuestras energías renovables y limpias son la base para la transición energética”.

Los contratos de suministro a largo plazo (PPA) son una de las soluciones energéticas que Genneia pone a disposición de todas aquellas empresas comprometidas con un desarrollo sostenible. Este tipo de soluciones buscan preservar, restaurar y gestionar eficazmente los ecosistemas naturales para capturar y/o evitar emisiones de CO2 al ambiente.

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Régimen de subsidios a las zonas frías: una propuesta hacia la racionalidad

Entre los temas incorporados por el Gobierno Nacional en su proyecto de Ley Ómnibus, tanto en la primera versión como en la nueva que será presentada en el Congreso, figura el de los fondos fiduciarios, proponiéndose que se faculte al Poder Ejecutivo a modificar, transformar, unificar, disolver, liquidar o cancelar los mismos, según cada caso.

Entre los fondos fiduciarios aludidos se encuentra el “Fondo Fiduciario para Subsidios de Consumos Residenciales de Gas” (Art. 75, Ley N° 25.565 B.O. 21/3/2002), que financia los subsidios a los consumos residenciales de gas por redes y a la compra de cilindros y garrafas para uso domiciliario y cuyos beneficiarios son los usuarios de las provincias Patagónicas, del Depto. de Malargüe en Mendoza y la Región de La Puna, a los que se sumaron a partir del dictado de la ley N° 27.637 (Régimen de Zona Fría – B.O. 7/7/2021), los de gran parte de la provincia de Buenos Aires, centro y sur de Córdoba, sur de Santa Fe, Mendoza y casi la totalidad de San Luis.

Los ingresos de dicho Fondo se integran por lo obtenido del cobro de un recargo abonado por todos los consumidores de gas natural de la Argentina, aplicado sobre los volúmenes de gas natural consumidos por redes o ductos en el territorio nacional.

En un artículo de mi autoría publicado en este medio el año pasado brindé un análisis de los antecedentes, características y errores de diseño e implementación de dicho Régimen.

Atendiendo a que esta cuestión se ubica en el centro de la discusión pública y que involucra tanto al Poder Ejecutivo como al Legislativo, brindaré a continuación un breve repaso de los conceptos vertidos en el artículo referido y, como corolario, la propuesta recomendada para la regularización del esquema de subsidio en cuestión.

El diputado José Luis Ramón celebra con una frazada la ampliación del Régimen de Zonas Frías en 2021.

La Ley N° 27.637 dispuso la ampliación del anterior régimen de subsidios a los consumos residenciales de gas utilizando para tal fin la estructura y el mecanismo de funcionamiento del régimen vigente a ese momento que beneficiaba exclusivamente a las Provincias Patagónicas, al Depto. de Malargüe en Mendoza y a la Región de La Puna, ampliando su alcance e introduciendo un nuevo criterio para la determinación de las nuevas áreas geográficas beneficiadas.

En efecto, al régimen de subsidios a los consumos residenciales de gas vigente durante casi 20 años, cuyas áreas geográficas beneficiarias habían sido seleccionadas considerando cuestiones climáticas, económicas y geopolíticas, se le superpuso otro esquema de subsidio basado en un criterio único de selección: las temperaturas registradas durante el período invernal en todo el territorio del país.

Para ello se tomó en consideración la clasificación bioambiental del país definida por la norma IRAM 11603 vigente, que considera datos climáticos de diferentes estaciones del país brindados por el Servicio Meteorológico Nacional (SMN). Sobre esa base se dividió a todo el territorio del país en 6 zonas bioambientales.

En base a dicho criterio se amplió el régimen que, como se mencionó más arriba, implicó la incorporación como zonas beneficiarias a gran parte de Buenos Aires, centro y sur de Córdoba, sur de Santa Fe, Mendoza y casi la totalidad de San Luis.

Cabe agregar que la norma también incorpora como potenciales beneficiarios a localidades de las provincias de Buenos Aires, Santa Fe, Córdoba, San Luis, Mendoza, San Juan, La Rioja, Catamarca, Salta y Jujuy que en el futuro sean abastecidas con gas natural o gas licuado de petróleo de uso domiciliario, las cuales recibirán el beneficio a partir de ese momento en forma automática, lo que significará la eventual extensión del beneficio de manera generalizada, lo que acentuaría su ausencia de focalización y representaría un incremento del dispendio de recursos.

Un dato relevante que refleja la inconsistencia de la ampliación dispuesta oportunamente es que algunas de las zonas incorporadas al beneficio se caracterizan por sus climas templados, importantes niveles de actividad económica, por su media/alta densidad poblacional e integración territorial.

Adicionalmente, y para introducir mayores distorsiones al esquema, además del descuento del 30% sobre la factura final dirigido a los usuarios localizados en las nuevas áreas favorecidas, se añadió una bonificación del 50% para aquellos que cumplieran con alguno de los criterios de elegibilidad socioeconómicos (jubilados, receptores de AUH, pensiones, asignación por embarazo, seguro de desempleo y electrodependientes), establecidos en la norma.

Cabe resaltar que al no haberse añadido criterios de exclusión para el otorgamiento de la bonificación del 50% en factura, incorporando atributos de ingresos y/o patrimonio, la ampliación de dicho beneficio extendió su alcance a usuarios de ingresos medios y altos, aumentando la regresividad del esquema de subsidios.

En suma, la ampliación dispuesta por la Ley N° 27.637 implicó la desnaturalización del régimen original, incrementando en casi 5 veces el número de beneficiarios originales (3.100.000 adicionales), e incorporando nuevas zonas calificadas algunas de ellas como templadas cálidas, templadas frías y frías, de acuerdo con lo consignado en el anexo de la Ley 27.637.

Los defectos de la Ley en cuestión también se extienden a aspectos formales dado que en la misma se dispone la “ampliación del Régimen de Zona Fría”, el cual no existía hasta ese momento bajo esa denominación. Asimismo, en su artículo 1° dispone que se prorroga el plazo de vigencia del régimen establecido en el artículo 75 de la Ley 25.565, el cual se identificaba hasta el dictado de la Ley N° 27.637 como: “Fondo Fiduciario para Subsidios de Consumos Residenciales de Gas” y no como “de Zona Fría”.

Propuesta de regularización

A modo de síntesis de lo hasta aquí planteado se puede concluir que:

El Fondo Fiduciario creado por el artículo 75 de la Ley 25.565 financió los subsidios a los consumos residenciales por redes y a la compra de cilindros y garrafas para uso domiciliario de los usuarios de las provincias patagónicas, del Depto. de Malargüe en Mendoza y la Región de La Puna durante casi 20 años, hasta el dictado de la Ley 27.637.

Dicho Fondo se nutre de los recursos obtenidos de la recolección de un recargo abonado por todos los consumidores de gas natural de la Argentina, aplicado sobre los consumos de gas natural consumidos por redes o ductos en el territorio nacional.

El régimen de subsidios en su versión original beneficiaba a áreas geográficas seleccionadas no solo en base al rigor climático imperante en las mismas, sino sustentado en motivos de orden socioeconómicos y geopolíticos que justificaron su creación y mantenimiento en el tiempo.

El Régimen de Zona Fría extendió el subsidio a nuevas áreas geográficas que fueron seleccionadas considerando solamente la variable climática y, por tanto, sumando entre los nuevos beneficiarios a segmentos de usuarios de ingresos medios y altos.

Asimismo, incorpora criterios de elegibilidad socioeconómicos (jubilados, receptores de AUH, pensiones, asignación por embarazo, seguro de desempleo y electrodependientes), y no incluye motivos de exclusión, lo que significa una superposición con el Régimen de Tarifa Social vigente, el cual difiere en algunos criterios, lo cual no solo resulta ineficiente, sino discriminatorio respecto a usuarios residentes en zonas no beneficiarias.

Finalmente, y en base a todo lo argumentado, se propone la derogación de la ley 27.637 (“Régimen de Zona Fría”), y la reimplantación del régimen de subsidios vigente previamente, destinado exclusivamente a las áreas geográficas antes citadas, las que recibirán un beneficio cuya magnitud quedará sujeta a la decisión, en su condición de autoridad de aplicación, de la Secretaría de Energía de la Nación.

Néstor Touzet es economista.

, Néstor Touzet

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Las claves del CERAWeek, la principal conferencia energética del año que comienza en Houston

Una nueva edición del CERAWeek, el mega evento del año del sector energético mundial, comienza este lunes en Houston (Texas). La confernecia convocará a empresarios y directivos de las principales empresas y funcionarios de alto nivel a debatir las estrategias para una transición energética multidimensional, de múltiples velocidades y de múltiples combustibles.

Las perspectivas y desafíos que tiene por delante la industria del petróleo y gas, los reposicionamientos geopolíticos en un mundo signado por una escalada bélica en Europa y Medio Oriente; objetivos medioambientales como la captura de metano y el almacenamiento de carbono y nuevas tendencias y tecnologías como el hidrógeno, la electrificación y el reimpulso de la energía nuclear serán algunos de los temas que más paneles y disertaciones ocuparán en esta edición, que será cubierta por EconoJournal desde Houston.

El evento, que es organizado y presentado por S&P Global, tendrá este lunes las exposiciones centrales de los CEOs de ExxonMobil, TotalEnergies y Saudi Aramco, tres los mayores jugadores de la industria a nivel global. Los paneles y disertaciones se extenderán hasta el jueves con presencias argentinas, entre la que destaca una exposición del presidente y CEO del Grupo Techint, Paolo Rocca.

El sector energético en Latinoamérica será tema de conversación en distintos paneles y exposiciones. El martes tendrá lugar un panel sobre Competitividad global del upstream de Latinoamérica con la participación del CEO de Tecpetrol, Ricardo Markous y de directivos de Petrobras, Apache Corporation y Harbour Energy. También habrá paneles especiales sobre el futuro del gas natural y de los mercados energéticos en la región.

Mercados energéticos y cadenas de valor

La edición del CERAWeek de este año pondrá el foco en cómo el impulso hacia la transición energética está remodelando el panorama competitivo para las empresas y los países, creando nuevas oportunidades y riesgos en toda la cadena de valor de la energía.

La transición energética no es lineal ni uniforme. Los cambios en los mercados energéticos alterarán el posicionamiento de los países en las nuevas cadenas de valor para una economía de cero emisiones, con impacto sobre sus economías.

Temas como las perspectivas del petróleo y gas en Norteamérica y el resto del mundo, la captura y el almacenamiento de carbono, el desarrollo del hidrógeno, el avance de la electrificación, el control de las emisiones de metano y el rol de la energía nuclear estarán en el centro de las conversaciones y exposiciones del CERAWeek 2024.

Como en otras oportunidades, las elecciones presidenciales en Estados Unidos y el devenir de la guerra en Ucrania serán temas de conversación en los pasillos del mega evento. La secretaria de Energía, Jennifer Granholm y el ahora ex enviado especial para el Clima, John Kerry brindarán sus perspectivas sobre el rol de EE.UU. en los mercados energéticos.

, Nicolás Deza

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Paolo Rocca disertará sobre cómo los reposicionamientos geopolíticos afectan al sector energético global

El presidente y CEO del Grupo Techint, Paolo Rocca, expondrá su mirada sobre el panorama energético internacional en el CERAWeek by S&P Global, el mega evento energético que comienza el lunes en Houston y contará con la cobertura exclusiva de EconoJournal desde la principal ciudad energética de Texas. Será una de las presentaciones destacadas en el evento que organiza S&P Global y al que asistirán representantes de los principales líderes privados y públicos de la industria de todo el mundo.

Bajo el titulo “Cómo las geografías energéticas están cambiando”, Rocca, titular del mayor grupo industrial del país, dará una conferencia ejecutiva sobre las transformaciones que se están produciendo en los mercados energéticos, probablemente a partir de la escalada bélica registrada en Europa y Medio Oriente que volvió a poner en el centro de escena a la necesidad de asegurar el suministro energético a nivel mundial.

La presentación del líder del Grupo Techint será el miércoles y contará con la moderación del vicepresidente de S&P Global, Daniel Yergin, en la modalidad plenario.

Presencia argentina

Rocca será uno de los empresarios y titulares de empresas energéticas de la Argentina que asistirán al mega evento energético. Entre estos figuran el presidente y CEO de YPF, Horacio Marin, la gerente general de Excelerate Energy en la Argentina y vicepresidente para LATAM, Gabriela Aguilar y el CEO de Pluspetrol, Claudio de Diego. Además asistirán directivos de Pan American, Chevron, Exxon y otras compañías.

A diferencia de años anteriores no habrá participación de funcionarios argentinos en los paneles ni disertaciones.

, Nicolás Deza

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EE.UU. y la OPEP, los dos polos del poder petrolero en el centro de la escena del CERAWeek

EE.UU. está teniendo récords de producción de petróleo y gas. El dato podría ser meramente estadístico, pero adquiere especial relevancia en el contexto de las disertaciones y conversaciones que tendrán lugar esta semana en el CERAWeek by S&P, el principal evento energético del planeta que se realizará esta semana en Houston. La producción estadounidense contribuyó a limitar los intentos de la Organización de Países Exportaciones de Petróleo (OPEP) por mantener los precios del crudo más cerca de los US$ 100 por barril. No obstante, el eventual plateau en la producción de shale oil y la reciente suspensión en nuevos permisos de exportación de Gas Natural Licuado (GNL) plantean interrogantes sobre el equilibrio futuro entre estos dos polos del poder petrolero a nivel global.

¿La OPEP volverá a tener el protagonismo de antaño, cuando tenía un poder de incidencia mucho mayor sobre los precios internacionales del petróleo? Importantes players de la industria estadounidense señalaron en la pasada edición del CERAWeek que el plateau en la producción del shale oil en EE.UU. puede inclinar la balanza de poder nuevamente para el lado del grupo de exportadores de petróleo.

“La participación de mercado de la OPEP probablemente crezca de un 30% hoy a un lugar cercano al 50 %”, pronosticó el año pasado el director ejecutivo de ConocoPhillips, Ryan Lance. En la misma línea, Scott Sheffield, ex CEO de Pioneer Natural Resources, una de las principales petroleras independientes de EE.UU., que en octubre pasado fue adquirida por ExxonMobil, había señalado cuáles serán los países que estarán a cargo de la producción por los próximos 25 años. “Arabia Saudita primero, Emiratos Árabes Unidos segundo, Kuwait tercero”, dijo en marzo de 2023.

Producción y exportaciones

La producción estadounidense se encuentra por encima de los 13 millones de barriles diarios. Pese a que EE.UU. sigue siendo un importador neto de crudo, sus exportaciones de crudo fueron récord el año pasado, con un promedio de más de cuatro millones de barriles diarios según la Administración de Información Energética (EIA).

La administración del presidente Joe Biden garantizó que EE.UU. seguirá siendo un proveedor confiable de energía. Las exportaciones de LNG a Europa permitieron reemplazar buena parte del gas de Rusia en poco tiempo. Biden incluso resistió presiones dentro de su propio partido para limitar las exportaciones de LNG cuando el precio spot del gas en el NYMEX llegó a cerca de US$ 10 por MMBTU en 2022.

No obstante, la reciente decisión de frenar el otorgamiento de nuevos permisos de exportación de LNG generó ruido en la industria y en los clientes en el extranjero. La duración y el significado real de esta suspensión será uno de los temas de discusión esta semana en Houston.

Velocidad de la transición energética

En cualquier caso, la variable central en el futuro equilibrio de poder será la demanda efectiva de petróleo en un mundo que, en lo formal, promete avanzar hacia la transición energética. En los hechos, los pronósticos de demanda de la OPEP y de entidades como la Agencia Internacional de Energía (IEA) son distintos.

La creciente oferta de vehículos eléctricos le esta poniendo un techo al crecimiento de la demanda mundial de naftas. Para EE.UU., esto configura un probable escenario de mayores exportaciones de crudo, dependiendo de la evolución en la demanda de gasoil. EIA pronostica un crecimiento leve en la demanda interna de gasoil en 2024 y 2025.

La OPEP en su último reporte pronosticó que la demanda mundial de petróleo aumentará en 2,25 millones de barriles diarios en 2024 y en 1,85 millones en 2025. El bloque de países exportadores y aliados, el esquema OPEP+, decidió prolongar hasta junio los recortes voluntarios de producción, en un intento por frenar la baja en los precios internacionales. IEA revisó levemente al alza el crecimiento en la demanda de crudo para este año pero sigue estando por debajo del pronóstico OPEP: 1,3 millones de bpd en 2024.

Sudamérica, el nuevo mini polo petrolero

Otro tema que tendrá relevancia en el CERAWeek 2024 son las proyecciones de crecimiento en la producción y exportación de crudo en Sudamérica. Guyana, Brasil y tal vez la Argentina son países que podrían liderar un proceso regional que, en un buen escenario, podría sumar un piso de cuatro millones de barriles diarios a la oferta global de crudo para el 2030, sin contar el consumo interno propio de estos países y el aporte de Venezuela, hoy limitado por su estancamiento interno.

Las previsiones para Guyana indican que podría alcanzar una producción de 1,2 millones de bpd en 2027. En Brasil, el Instituto Brasileño del Petróleo y Gas (IBP) prevé que la producción nacional llegará a 5,4 millones de bpd en 2030. Las proyecciones para la Argentina son muy diversas, pero de la mano de Vaca Muerta la industria está en condiciones de incrementar en los próximos cuatro años la producción a un millón de barriles diarios y más inclusive si avanzan los proyectos de infraestructura y hay mayores certezas para la inversión.

, Nicolás Deza

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SCC Power finalizó la obra de conversión a ciclo combinado de su central térmica San Pedro

SCC Power, compañía dedicada a la generación eléctrica, anunció la finalización de la expansión y conversión a ciclo combinado de la Central Térmica San Pedro, ubicada en la provincia de Buenos Aires. 

Según precisaron desde la firma: «Con esta ampliación, la empresa fortalece su camino hacia una mayor eficiencia energética al generar más electricidad de una forma más sustentable». Esta conversión permite aumentar la eficiencia energética de la central en un 25%, al reutilizar el calor residual de las turbinas de gas para alimentar a la de vapor y, de esta forma, generar electricidad adicional a partir del mismo consumo de combustible.

La obra

La ampliación significó una inversión de 132 millones de dólares, llevó más de un año y medio de construcción y brindó empleo local a más de 400 personas.

La planta ahora cuenta con una capacidad instalada de 208,5MW, que se traduce en abastecimiento para más de 500.000 hogares. Está equipada con una nueva turbina de vapor, tres calderas, un aerocondensador, entre otros componentes auxiliares, que se suman a las tres turbinas de gas que fueron habilitadas en 2018. 

El 11 de marzo de 2024, CAMMESA, la compañía administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (MEM), como organismo encargado del despacho, otorgó la habilitación comercial de la turbina de vapor en la central.

«Con esta inversión, SCC Power redobla su compromiso con el país incorporando tecnología de punta, confiable y eficiente, contribuyendo a mejorar la capacidad, eficiencia y confiabilidad del sistema eléctrico nacional», aseveraron desde la empresa.

, Redaccion EconoJournal

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Por la parálisis de la obra pública, Neuquén quiere que petroleras fondeen fideicomisos para financiar infraestructura en Vaca Muerta

DESDE NEUQUÉN.-Llegamos tarde a muchas de las cuestiones que se necesitaban”, fue una de las frases que lanzó Rubén Etcheverry, ministro de Infraestructura de Neuquén y una figura conocida dentro de la industria hidrocarburífera local. El funcionario estuvo a cargo este viernes de la presentación de la Mesa Sectorial Vaca Muerta, la iniciativa con la que el gobernador Rolando Figueroa apunta a conseguir que empresas petroleras aporten fondos para financiar proyectos de infraestructura básica en la provincia (arterias viales, caminos, redes de electrificación y servicios como agua potable y gas natural, entre otros).

El encuentro en Añelo contó con la presencia de operadoras (YPF, PAE, Vista, Shell, Tecpetrol y Chevron, entre otras), prestadoras de servicios, sindicatos petroleros, intendentes, referentes de empresas públicas nacionales y parte del gabinete de la provincia.

No por nada la localidad neuquina fue la sede del encuentro: el epicentro de Vaca Muerta concentra hace años serios problemas de infraestructura ante la falta de obras en contraste con el fuerte crecimiento que tuvo la industria. La decisión del gobierno de Javier Milei de discontinuar con el financiamiento público a proyectos encuadrados bajo la Ley de Obra Pública puso en jaque la “sustentabilidad social”, una de las principales preocupaciones del gobernador Figueroa para que las inversiones derramen sus beneficios en la población.

El gobernador Figueroa durante la apertura de la Mesa Sectorial Vaca Muerta.

“Vaca Muerta es la salvación de la República Argentina aunque algunos no lo entiendan. En el Gobierno nacional hay muchos que no tienen noción de lo que es”, manifestó Figueroa durante la apertura de la Mesa Sectorial. Luego agregó: “tenemos el enfoque político de continuar y creemos que las decisiones que se toman desde el Obelisco no permiten ver muy lejos. Tenemos que mostrarle a la industria y a los funcionarios que la sustentabilidad social es fundamental y para eso hay q trabajar de forma coordinada”.

El mandatario patagónico pidió a las petroleras “ceder un poco” y dijo que de esta forma será un “win-win” para todos los actores, principalmente la industria y los habitantes de la provincia.

Cuenta pendiente

Etcheverry fue quien sintetizó el motivo de la convocatoria y afirmó que “si hoy hablamos de infraestructura en Vaca Muerta es porque algo no anda bien». «Esto no es simplemente plantear proyectos sino generar un espacio de trabajo para cooperar entre todos los actores”, agregó.

Señaló que Neuquén este año tendrá inversiones récord para el desarrollo de los no convencionales y afirmó que desde la Provincia ya se estima que superarán los 10.000 millones de dólares. Sin embargo, recordó que para Vaca Muerta los anuncios comenzaron “en 2008 y 2011 y lamentablemente hemos llegado tarde. La pregunta que todos nos hacemos es si va a estar la infraestructura, los bienes, los servicios, los insumos y el personal que se necesita en tiempo y forma”, dijo.

Etcheverry afirmó que el objetivo del encuentro es acortar tiempos y costos, generar redes para mayor dar más eficiencia y evitar las superposiciones entre proyectos.  Entre las deficiencias mencionó el estado de las rutas, el abastecimiento de agua para fracturas, caminos y su financiamiento.

Fideicomisos

En conversación con EconoJournal, el titular de la cartera de Infraestructura explicó que entre los temas que se debatieron en las mesas estuvo el deterioro de las rutas por el paso de vehículos pesados, la posibilidad de hacer una red de acueductos para el agua de fracturas, un plan eléctrico para abastecer las necesidades de la industria y el crecimiento poblacional en el futuro, la falta de viviendas y delitos de ciberseguridad, entre otros.

Ante esto, Etcheverry planteó a los privados la posibilidad de buscar formas de financiamiento “con las empresas a través de contratos o de fideicomisos”. Además, se mencionó el peaje para el tránsito de vehículos pesados junto con fondos del CAF y el BID para terminar el tramo de Ruta 7 entre Vista Alegre y Centenario, la señalización de la Ruta 17, el inicio de la pavimentación Ruta 5 entre Añelo y Rincón de los Sauces (que ya se pagó un anticipo con el fondo fiduciario neuquino), terminar la circunvalación en Añelo en las rutas 17 y 151 y una nueva Ruta 6 sobre Río Colorado, entre Catriel y Rincón de los Sauces para dar más tránsito por el norte de la provincia.

Medele, con agenda de sustentabilidad

En el encuentro también estuvo presente el ministro de Energía, Gustavo Medele, que desde que asumió hace tres meses mantuvo un bajo perfil. El ex directivo de YPF es el encargado de llevar adelante el nexo con las operadoras para lograr más adhesiones al plan de sustentabilidad que impulsa Figueroa y que ya incluyó la implementación de becas escolares en toda la provincia.

Fuentes de la industria señalaron que “trabaja activamente tomando temas del sector”. “Es una persona sin experiencia en el sector estatal, pero muy formado en materia del sector hidrocarburífero”, señaló el directivo de una petrolera.

Medele se reunió en las últimas semanas con operadoras para hilvanar una agenda de prioridades y demandas. En el día a día, el funcionario se apoya en los equipos de Hidrocarburos y Ambiente, que en gran medida mantiene de la gestión anterior que lideraba Alejandro Monteiro, que sigue asesorando a título personal a Figueroa en algunos temas puntuales.

“Medele tiene un buen equipo que lo acompaña. Sabemos que al final del día lo que permite que las cosas ocurran es la política”, agregó otra fuente de la industria. “En agenda hay muchos puntos a negociar que generan mejoras y tensiones, pero en lo que respecta a Vaca Muerta, es una agenda que camina y va para adelante”, dijeron.

En esta línea, durante la Mesa Intersectorial Vaca Muerta, Medele planteó “que nuestro mandato es maximizar los recursos naturales de manera sostenida y este modelo nos incluye a todos. Estamos dispuestos a que de esta mesa surja una lista de prioridades”.

, Laura Hevia

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La producción de petróleo en 2004 disminuirá según la AIE

La producción de petróleo mundial en 2024 disminuirá en 920.000 barriles diarios (b/d), hasta 102,9 millones de barriles diarios (mb/d), de acuerdo con el informe mensual de la Agencia Internacional de Energía (AIE).

Pronostica que la producción global para 2024 aumentará 800.000 b/d, hasta 102,9 mb/d, incluido un ajuste a la baja de la producción de la OPEP+.

En el informe de febrero, la agencia predijo que aumentarían 1,7 mb/d la producción mundial de crudo hasta 103,8 mb/d, lo que supone un ajuste a la baja de 920.000 b/d por parte de la OPEP+.

La AIE cree que en 2024 el crecimiento de la producción provenga de Estados Unidos, Brasil, Canadá y Guyana, y prevé que estos países aumenten su producción combinada de petróleo en 1,3 mb/d. También espera que Irán, pese a las sanciones, incremente su producción de crudo en otros 280.000 b/d.

Además, la agencia elevó su previsión de la demanda mundial de petróleo en 2024 en 190.000 b/d y ahora la espera en 103,18 mb/d. En febrero, la AIE predijo que la demanda mundial en 2024 sería de 102,98 mb/d.

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Colapsó el sistema interconectado del NOA y tres provincias sufrieron un apagón

Un masivo apagón de electricidad afectó desde las 13.30 de ayer distintas zonas y decenas de localidades de las provincias de Salta, Jujuy y Tucumán por un colapso del Sistema Interconectado Nacional (SADI) en el NOA.

“Informamos que cerca de las 14 se registró un colapso en el Sistema Interconectado Nacional (SADI), lo que provocó severos cortes de suministro en el área NOA, afectando en mayor medida a Salta, Jujuy y Tucumán”, indicaron desde la Empresa Distribuidora de Electricidad de Salta (Edesa).

Al mismo tiempo, la Empresa de Distribución Eléctrica de Tucumán (EDET SA) informó que los cortes registrados durante el mediodía de este jueves “fueron motivados por la salida de servicio de la Línea de Alta Tensión que une la Central de Generación de El Bracho con la Estación Transformadora Cevil Pozo”.

De acuerdo con datos proporcionados por Cammesa, la demanda de energía eléctrica en la zona NOA experimentó una caída abrupta, descendiendo de 2.605 MW a 1.522 MW aproximadamente a las 13:55 hs. Esta situación ha afectado considerablemente la capacidad de suministro en la región, generando interrupciones generalizadas en el servicio eléctrico.

La interrupción del servicio eléctrico ha tenido repercusiones significativas, llevando al Gobierno de Tucumán a tomar la decisión de suspender las clases hasta el próximo lunes. Esta medida se ha tomado en consideración de las altas temperaturas que azotan la provincia y la imposibilidad de garantizar condiciones adecuadas en las instituciones educativas debido a los cortes de luz. 

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Shell le comprará energía eólica y solar a Genneia para Vaca Muerta

Un acuerdo estratégico entre Shell y Genneia permitirá abastecer con energías renovables a los yacimientos de Vaca Muerta. Ricardo Rodríguez, presidente de Shell Argentina, y Bernardo Andrews, CEO de Genneia, sellaron la alianza y dieron detalles.

El compromiso estará dentro del Mercado a Término de Energías Renovables (MATER), un programa que permite la venta de energía limpia entre privados. Es así que Genneia, que es la compañía líder en el país de generación desde fuentes renovables, aprovisionará desde el 1 de mayo y por siete años las operaciones de Shell en Neuquén.

La energía renovable será suministrada desde un pool de activos de Genneia, conformado por parques eólicos y solares de la compañía.

Shell está ampliando su infraestructura para poder procesar más petróleo y gas de Vaca Muerta, pero también realizó obras de electrificación en 2022 que le permitieron conectarse a la red nacional eléctrica, una vía clave para poder comprar energía verde.

“Este acuerdo es muy significativo para la ambiciosa estrategia de descarbonización de nuestras operaciones en Vaca Muerta. Abastecer con energía eólica y solar nuestras plantas de procesamiento y consumo de pozos productivos traerá un avance muy importante en nuestras metas de reducción de emisiones en el país”, celebró Rodríguez de Shell Argentina.

Como dijo Rodríguez, la compañía avanza con una estrategia de descarbonización en el país, y en particular en Vaca Muerta, en línea con las metas de reducción de emisiones de la compañía a nivel global. Con este acuerdo, Shell se asegura mantener sus emisiones de Alcance 2 en cero, como así también hacer una contribución directa al desarrollo de las renovables en Argentina.

Por su parte, Genneia sigue creciendo en el MATER, expandiendo su cartera de clientes, compuesta actualmente por más de treinta empresas. El CEO Bernardo Andrews manifestó: “Estamos orgullosos de acompañar a Shell con sus objetivos estratégicos de reducir las emisiones de carbono, aumentar la eficiencia energética y que confíen en Genneia para alcanzarlos. Nuestras energías renovables y limpias son la base para la transición energética”.

Los contratos de suministro a largo plazo (PPA) son una de las soluciones energéticas que Genneia pone a disposición de todas aquellas empresas comprometidas con un desarrollo sostenible. Este tipo de soluciones buscan preservar, restaurar y gestionar eficazmente los ecosistemas naturales para capturar y/o evitar emisiones de CO2 al ambiente.

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Los vehículos eléctricos, en 3 años, serán más baratos de producir que los de combustión interna

Un nuevo informe de Gartner predice que, en tan solo 3 años, los vehículos eléctricos (EV) serán más baratos de producir que sus contrapartes a gasolina, los vehículos de combustión interna (ICE). Esto podría significar un punto de inflexión para la adopción generalizada de los EV.

Durante muchos años, los detractores de los vehículos eléctricos se han mostrado pesimistas ante la posibilidad de que éstos lleguen a generalizarse porque, según ellos, siempre serán siempre más caros que los impulsados por combustibles fósiles.

Los expertos del mercado han señalado en repetidas ocasiones que los EV tienen que alcanzar la paridad de costes con los vehículos de combustión interna si quieren desplazarlos de nuestras carreteras.

Por suerte para los aficionados a los vehículos eléctricos, cada vez hay más pruebas de que esto podría ocurrir antes de lo que muchos esperan. La dura competencia, especialmente de China, y el exceso de oferta en el mercado se han convertido en una pesadilla para empresas como Tesla Inc, el fabricante de automóviles más valioso del mundo, envuelto en interminables guerras de precios.

Tesla ha visto cómo sus márgenes de beneficio se desplomaban en los últimos años después de recortar repetidamente los precios de sus modelos, con la fuerte caída del precio de los materiales de las baterías incapaz de compensar totalmente la bajada de los precios de venta.

Esto es, obviamente, una mala noticia para los inversores en vehículos eléctricos, pero es una buena noticia para los compradores de vehículos eléctricos. De hecho, el modelo más asequible de Tesla es ahora más barato que su homólogo con motor de combustión interna:

“El precio de partida del Model 3 es ahora 6.500 dólares inferior al del BMW Serie 3 más barato, que a menudo se considera el competidor de gasolina más directo de la berlina de Tesla”, señala Bloomberg.

Pero un experto en el mercado cree ahora que esto se convertirá en una tendencia en toda la industria en cuestión de años.

Gartner ha pronosticado que la producción de vehículos eléctricos será más barata que la de vehículos con motor de combustión interna del mismo tamaño en un plazo de tres años, gracias en gran parte a las mejoras en los métodos de fabricación, cuyos costes de producción caen más rápido que los de las baterías.

“Los nuevos fabricantes de vehículos eléctricos quieren redefinir en gran medida el statu quo de la automoción. Aportan nuevas innovaciones que simplifican los costes de producción, como la arquitectura centralizada de los vehículos o la introducción de gigacadenas que ayudan a reducir el costo de fabricación y el tiempo de montaje, que los fabricantes de automóviles heredados no han tenido más remedio que adoptar para sobrevivir”, aseguró Pedro Pacheco, vicepresidente de investigación de Gartner.

Desafortunadamente, la feroz competencia en este sector provocará la desaparición de muchas empresas emergentes de vehículos eléctricos, como ya hemos visto en el caso de Lordstown Motors y Proterra.

Gartner ha pronosticado que, para 2027, el 15% de las empresas de vehículos eléctricos fundadas en la última década habrán quebrado o habrán sido adquiridas. Según Pacheco, el sector de los EVs «…simplemente está entrando en una nueva fase en la que las empresas con los mejores productos y servicios ganarán a las restantes».

“La quiebra de Lordstown indica que los días de las empresas emergentes de EV de éxito están en el retrovisor. En el futuro, serán Tesla y las empresas tradicionales las que se disputen la cuota de mercado”, declaró a Reuters Thomas Hayes, presidente del fondo de cobertura Great Hill Capital, poco después de que Lordstown se declarara en quiebra. La empresa se hundió tras no poder resolver una disputa sobre una inversión prometida por la taiwanesa Foxconn.

Otra desventaja del abaratamiento de los vehículos eléctricos: según Gartner, el costo medio de la reparación de la carrocería y la batería de un vehículo eléctrico tras un accidente grave aumentará un 30% de aquí a 2027, lo que significa que será más barato dar por perdido el vehículo que acometer las reparaciones.

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La energética Equinor pone en marcha una planta solar en Brasil

Equinor ha puesto en marcha una planta solar de 531 megavatios en Brasil, lo que aumenta en un 30% su producción de energía en el país sudamericano, informó este viernes la mayor energética noruega.

La planta solar de Mendubim, de 531 MW, producirá 1,2 teravatios por hora (TWh) de energía al año, de los que alrededor del 60% se venderán en virtud de un acuerdo de compra de energía (PPA) a 20 años denominado en dólares estadounidenses con Alunorte, uno de los principales proveedores mundiales de alúmina para la industria del aluminio.

El resto de la producción de Mendubim se venderá en el mercado eléctrico brasileño, según dijo Equinor en una nota de prensa. El proyecto se desarrolla y explota como empresa conjunta entre Scatec, Hydro Rein y Equinor.

Los tres socios tienen una participación económica del 30% en el proyecto. Junto con el inicio de las operaciones comerciales, Alunorte ha ejercido su opción de compra y ahora posee el 10% restante.

Olav Kolbeinstveit, vicepresidente senior de onshore y mercados dentro de Renovables en Equinor, afirmó: “Equinor lleva más de dos décadas operando en Brasil y consideramos que el país es una zona clave para el crecimiento rentable a largo plazo”.

“Al invertir en energías renovables, apoyamos las ambiciones de Brasil de diversificar su combinación energética y contribuimos a satisfacer el crecimiento previsto de la demanda de electricidad en el país”.

Se espera que la central ofrezca una rentabilidad real del proyecto que se sitúe entre el 4% y el 8%, según las previsiones de Equinor para las energías renovables.

La empresa energética noruega es una de las grandes compañías internacionales que han invertido directamente en el desarrollo y la generación de proyectos de energía solar y eólica marina, aunque la rentabilidad de su división de energías renovables sigue estando muy por detrás de los beneficios del petróleo y el gas.

El año pasado, Equinor compró la empresa brasileña de energías renovables terrestres Rio Energy, que incluye el parque eólico terrestre productor Serra da Babilonia 1, de 0,2 GW, y una cartera de proyectos eólicos y solares terrestres.

En energía solar, Equinor opera en Brasil, Polonia y el norte de Europa. En Estados Unidos, la Autoridad de Investigación y Desarrollo Energético del Estado de Nueva York (NYSERDA) acaba de anunciar que el proyecto Empire Wind 1 de Equ inor es uno de los ganadores condicionales de su cuarta ronda de licitaciones de energía eólica marina.

Equinor y la NYSERDA negociarán ahora un contrato de compraventa de certificados de energía renovable eólica marina (OREC), cuya ejecución está prevista para el segundo trimestre de 2024.

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AMLO culminará la conexión eléctrica de todo Méjico

Con una inversión de 1.300 millones de dólares se instalarán en Mexicali, en la frontera con EE.UU, Méjico, cinco plantas de ciclo combinado

Tres de las plantas son de ciclo combinado, una es de turbina de gas aeroderivada y otra es de combustión interna, detalló el director general de la Comisión Federal de Electricidad (CFE), Manuel Bartlett, quien estimó que las primeras podrían inaugurarse en septiembre próximo.

“Además, estamos construyendo una línea muy importante por todo el Pacífico que va a poder sacar esa electricidad hacia el centro del país, o sea, Mexicali se está convirtiendo en un centro muy importante de distribución de electricidad”,indicó Bartlett por teléfono en la conferencia matutina del mandatario.

AndrésM. López Obrador, presidente de México indicó que esta línea permitirá conectar la península de Baja California al Sistema Eléctrico Nacional (SEN), porque era la única región del país que estaba desconectada.

Y, agregó, servirá para que Baja California reciba energía por medio de un tendido de una línea de tensión de la planta solar que construye el Gobierno de México en el vecino estado de Sonora, donde promete que será la más grande en su tipo de Latinoamérica.

“Es muy buena noticia, durante muchos años no había conexión de la red nacional con Baja California y ahora lo vamos a lograr. Y sí, estas plantas de ciclo combinado significan una inversión de 1.300 millones de dólares, ya están en proceso de construcción”, destacó López Obrador.

El mandatario ha promedio “rescatar” la CFE, que en enero pasado reportó invertir 9.171 millones de dólares en 35 proyectos de generación en la Administración de López Obrador, con lo que ha cumplido la meta de generar el 54% de la electricidad del país.

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La caída de la construcción en China lleva a las refinerías a recortar la producción

El descenso de la actividad de la construcción en China ha presionado a las refinerías independientes para que empiecen a recortar la producción de diésel.

El diésel es la principal producción de las pequeñas refinerías chinas, llamadas teteras, para las que fueron buenos tiempos mientras el mercado inmobiliario estaba en auge. Pero el boom parece haber llegado a su fin, lo que ha obligado al sector a cambiar de marcha.

Bloomberg ha informado hoy de que los índices de explotación de las refinerías independientes de Shandong han caído a su nivel más bajo en dos años y que los índices de ejecución son los más bajos de los últimos nueve años.

“La demanda de diésel, desde la minería hasta las infraestructuras, está muy por debajo de las expectativas”, declaró un analista de Mysteel OilChem, citado por Bloomberg.

Zhang Xiao añadió que el sector logístico ha sido la excepción, señalando que incluso allí, el GNL estaba sustituyendo al diésel como combustible para vehículos pesados.

Muchas refinerías privadas chinas empezaron el año con dificultades, presionadas por la subida de los precios de importación del petróleo sancionado y la reducción de los márgenes de refino, en un contexto de caída de los precios nacionales del diésel ante el debilitamiento de la economía china.

El margen agregado de los distintos combustibles de las refinerías privadas se ha desplomado un 50% en el último año.

La semana pasada, el margen cayó a su nivel más bajo desde principios de noviembre de 2023, según datos de Mysteel OilChem citados por Bloomberg en febrero.

Esto se produjo tras un año estelar para la industria en 2023, con récord de importaciones de crudo y también récord de producción nacional.

Las importaciones de crudo aumentaron un 11% interanual, hasta 11,28 millones de barriles diarios en 2023, según datos de la Administración General de Aduanas.

La producción nacional de petróleo alcanzó los 208 millones de toneladas en total, es decir, 3 millones de toneladas más que en 2022. La media diaria se situó en torno a los 4,2 millones de barriles.

El procesamiento diario en las refinerías alcanzó un máximo histórico de 14,7 millones de barriles. Las refinerías independientes representan aproximadamente una cuarta parte de la capacidad total de refino del país.

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La Rioja alimentó la red nacional con 217MW de energía renovable y se destaca a nivel mundial

EÓLICA

El Parque Eólico Arauco (I, II y III) abastece al sistema nacional de energía contribuyendo a que en los hogares del país llegue la energía eléctrica a través de un método amigable con el medio ambiente.

El Parque Eólico Arauco (PEA) en los últimos diez años logró un ahorro de importaciones de 500 millones de dólares.

El circuito de la energía en la provincia de La Rioja se basa en el Parque Arauco, que cuenta con una capacidad instalada de 217 megavatios (MW) y tiene planes de expansión tanto en energía eólica como fotovoltaica. Esta capacidad representa aproximadamente el 70% de la energía eléctrica consumida en la provincia o el 100% de los hogares riojanos.

Sin embargo, como todo parque de energía de la República Argentina, el parque Arauco está conectado al Sistema Interconectado Nacional (SADI). La energía generada por el parque se inyecta en el SADI y se distribuye según la demanda en todo el país. Con un precio fijado por megavatio hora (MWh) generado y no puede ser modificado por la provincia o el parque.

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Uruguay firmó acuerdo para la construcción de planta de hidrógeno verde en Paysandú

El Gobierno de Uruguay ha dado un paso significativo hacia la diversificación y sostenibilidad energética del país al firmar un memorando de entendimiento con la reconocida firma internacional energética HIF Global. Este acuerdo, rubricado en la Torre Ejecutiva de Montevideo, sienta las bases para la construcción de una planta de hidrógeno verde en Paysandú, al noroeste del territorio nacional, con una inversión estimada de 6.000 millones de dólares estadounidenses.

Rodrigo Ferrés, secretario de la Presidencia uruguaya, destacó la importancia de este acuerdo al afirmar que HIF Global es un consorcio serio y experimentado, lo que convierte a esta inversión en la más grande en la historia del país. El memorando representa la fase preliminar antes de la firma del contrato de inversión, para lo cual se llevará a cabo un exhaustivo estudio de factibilidad del proyecto.

La planta de hidrógeno verde en Paysandú no solo supondría una inversión considerable, sino que también generaría alrededor de 300 puestos de trabajo permanentes en la región. El canciller y ministro interino de Industria, Energía y Minería de Uruguay, Omar Paganini, adelantó que esta planta estaría dedicada a la producción de combustibles sintéticos, los cuales serían catalogados como “verdes” y “carbono neutrales”.

Este anuncio llega en un momento crucial para Uruguay en materia energética, ya que recientemente la Administración del Mercado Eléctrico (ADME) informó que el 100% de la generación de electricidad en el país provino de fuentes renovables. La destacada presencia de energía eólica, hidráulica, solar y biomasa en la matriz energética uruguaya refleja el compromiso del país con la transición hacia un modelo más sostenible y amigable con el medio ambiente.

Fuente: Revista Nuevas Energías Online

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Por la quita de subsidios de Nación, Kicillof autoriza nuevos aumentos en la tarifa de luz

A través de una resolución del Boletín Oficial, el Gobierno de la provincia de Buenos Aires autorizó este jueves a varias empresas prestadoras de energía para que puedan aumentar la tarifa de luz a partir del próximo mes.

“Las tarifas de distribución aplicables al abastecimiento de usuarios reflejarán los costos de adquisición de la electricidad, de transporte y su expansión y los costos propios de distribución que se reconozcan por el desarrollo de la actividad específica de distribución de la electricidad, en virtud de los contratos otorgados por la Provincia o las Municipalidades”, expuso el Gobierno bonaerense.

En rigor, el Ejecutivo provincial actualizó el Valor Agregado de Distribución (VAD) de los cuadros tarifarios de las empresas que prestan el servicio de energía eléctrica en territorio bonaerense, es decir EDELAPEDEAEDENEDES y las cooperativas.

Vale mencionar que el VAD es uno de los tres segmentos que integran el precio de la luz pagado por los usuarios, además del costo del transporte y de la generación. En ese sentido, el mismo representa cerca del 30% de la tarifa, y corresponde a los costos del servicio domiciliarios, de mantenimiento, de inversión y de comercialización de la empresa.

Por lo que, el aumento en la boleta de luz variará según el uso y el tipo de vivienda que consume la energía, y se compone entre un costo fijo y un costo variable de acuerdo al consumo. La tarifa 1, que corresponde a “pequeñas demandas” de uso residencial, se divide de entre R1 y R2: en el primer caso, los hogares que tengan un gasto de hasta 150 kWh por mes, el costo fijo pasará a $1586,97 y el variable se irá a $22.78.

En cuanto a la tarifa 1 R2, la cual abarca consumos de entre 151 y 325 kWh mensuales, el aumento determina que el costo fijo escalará hasta $3.895, mientras que el variable quedará en $18,02. Lo mismo ocurrirá para aquellos que hayan insumido entre 326 y 400 kWh, que deberán pagar $5.051,97 y $18,68, respectivamente.

Además, las boletas de luz de aquellos que consumieron entre 451-500 kWh figurarán con un costo fijo de $8.556,83 y uno variable de $22,20; para los que se ubican entre los 500 kWh y los 600 los montos quedaron en $14.713,48 y $27,46; y los usuarios que hayan gastado de 601 kWh a 700 deberán abonar desde $20.442 y $31,41.

También, las personas que hayan consumido de 701 a 1400 kWh, el aumento determina que las cifras que deben pagar ascenderán a $29.616,85 y a $33,90; y quienes superen los 1400 kWh tendrán la suba más fuerte de esta categoría: pagarán $35.660,30 de cargo fijo y $34,41 de variable.

Por último, la tarifa 4, que abonan las Pequeñas Demandas Rurales Residenciales, tendrá estos aumentos de luz: de 0 a 325 kWh, el cargo fijo llega a $6.562,37 y el variable de $10,65; de 326 a 500 kWh, $11.950,46 y $13,76; entre 501 y 700 kWh se abonarán $22.783 y $18,06; y quienes se excedan los 700 kWh al mes tendrán un cargo fijo de $32.480 y uno variable de $18,68.

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Catamarca: la Justicia ordenó paralizar la extracción de litio en el Salar del Hombre Muerto

Tras una acción de amparo ambiental iniciada en 2021 por el cacique Román Elías Guitian, la Corte de Justicia de Catamarca ordenó al Gobierno de la provincia paralizar la extracción de litio en el Salar del Hombre Muerto, instando a las autoridades a que se abstengan de otorgar nuevos permisos en la zona del río Los Patos hasta que se lleve a cabo un nuevo estudio de impacto ambiental acumulativo e integral.

La resolución impacta en los intereses económicos de la actividad extractiva ya que, ahora, el Gobierno y las empresas deberán trabajar en los estudios de impacto ambiental para definir si la actividad puede o no continuar su desarrollo.

El caso fue analizado por la Corte de Justicia de la provincia, integrada por los jueces María Fernanda Rosales Andreotti, Carlos Miguel Figueroa Vicario, Fabiana Edith Gómez, José Ricardo Cáceres, Rita Verónica Saldaño, Néstor Hernán Martel y Marcela Isabel Soria Acuña, como ministra subrogante.

Guitian inició la demanda por derecho propio y en representación de la Comunidad Originaria Atacameños del Altiplano, exigiendo que se ordene a la provincia de Catamarca revocar los decretos y las resoluciones ministeriales que autorizaron los proyectos mineros “Ampliación de proyecto Fenix” y “Sal de Vida”, de las empresas Livent (Minera del Altiplano SA) y Galaxi Lithium SA, respectivamente.

Lo mismo pidió para todo otro proyecto de litio situado en la Subcuenca Salar del Hombre Muerto, hasta que se realice una evaluación de impacto ambiental interjurisdiccional y acumulativa y se determine la línea de base ambiental de las Subcuencas del Hombre Muerto y Carachi Pampa-Incahuasi o Punilla. En todas las etapas, la Comunidad deberá tener derecho de consulta.

Según resaltó Guituan, la Constitución Nacional indica que las provincias deben ejercer el poder de policía ambiental por ser titulares del dominio originario de los recursos naturales existentes en su territorio, e hizo hincapié en la Ley de Protección Ambiental para la Actividad Minera N° 24585.

En tanto, en una nueva presentación en abril del 2023, el cacique amplió la demanda denunciando nuevos hechos e insistió con que se conceda la medida cautelar peticionada.

La resolución de la Justicia

En el voto por mayoría emitido por Figueroa Vicario, Edith Gómez, Saldaño, Martel y Soria Acuña, los ministros señalaron que “se encuentra constatado el daño ambiental, en el río Trapiche“, lo cual “surge por las autorizaciones concedidas a la minera proyecto Fénix para construir una represa de agua para captar agua del Río Trapiche y utilizarla en su producción, existe alteración del mismo y del ecosistema de la zona por la inexistencia de cause de agua, debido a su sequía como consecuencia directa del desarrollo de la actividad minera y que se encuentra en proceso de restauración, informe brindado por la Dirección Provincial de Gestión Ambiental Minera”.

“También se constata la existencia de 6 proyectos mineros para la extracción de litio, ubicados en la Cuenca del Río de Los Patos – Antofagasta de la Sierra: Fénix, Sal de Vida, Sal de Oro, Virgen del Valle Litio, Candelas, Candelas Oeste. Todos los proyectos mineros, en sus diferentes etapas, inciden sobre la misma zona, y no se advierten acciones tendientes al estudio de impacto ambiental de forma integral y acumulativa, como lo exige a modo de presupuesto mínimo la materia ambiental, a fin de poder conocer la situación real y potencialmente riesgosas o dañina”, señalaron.

En este sentido, advirtieron que “reviste gran importancia, el detalle e identificación de varios permisos de explotación de aguas subterráneas de la Cuenca Río Los Patos del Salar del Hombre Muerto del Dpto. Antofagasta de la Sierra, por Decretos del Poder Ejecutivo y Disposiciones para los proyectos mineros, lo que implica un desdoblamiento de las áreas del Estado Provincial, por un lado, se emiten las DIA de los emprendimientos mineros, en la órbita del Ministerio de Minería de la Provincia; y en el Ministerio de Agua, Energía y Medio Ambiente (Secretaria de Recursos Hídricos), se tramitan y otorgan las concesiones del agua, esta modalidad atenta contra este estudio y análisis integral y acumulativo“.

El tribunal se declaró competente para entender en la causa, declaró formalmente procedente la acción de amparo ambiental promovida, ordenó publicar en el Boletín Oficial de la Provincia y en un diario local la existencia de la tramitación de la presente causa conforme los lineamientos fijados en el art. 16 de la Ley 5034, y dispuso “hacer lugar par.cialmente a la medida cautelar solicitada”.

Y ordenó: “En consecuencia, ordenar al Ministerio de Minería de la Provincia de Catamarca – Dirección Provincial de Gestión Ambiental Minera, en calidad de Autoridad de Aplicación de la Ley Nacional Nº 24585 de Protección Ambiental para la Actividad Minera y la Ley Nº 25675, a la realización de un estudio de impacto ambiental acumulativo e integral del desarrollo de la actividad minera (litio), que deberá versar sobre el impacto ambiental acumulado sobre el Río Los Patos – Salar del Hombre Muerto – Dpto. Antofagasta de la Sierra, sobre el paisaje, la fauna y flora del lugar, el clima y el ambiente en general, como las condiciones de vida de los habitantes del lugar y de la comunidad indígena afectadas”.

En ese contexto, dispuso que “deberá abstenerse el Ministerio de Minería de la Provincia de Catamarca y el Ministerio de Agua, Energía y Medio Ambiente, de otorgar nuevos permisos/autorizaciones, o declaración de impacto ambiental (en los términos del Código de Minería y Ley de Aguas de la Provincia) con respecto a obras u actividades en el Río Los Patos – Salar del Hombre Muerto – Dpto. Antofagasta de las Sierras, hasta tanto se cumpla con la realización del estudio de impacto ambiental acumulativo e integral”.

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Salta reclama gestiones a Nación para que no falte gas en invierno

El Gobierno de Salta refuerza las gestiones con Nación para que este invierno no falte gas en la región ante la noticia de que la reversión del Gasoducto del Norte no estará lista para julio de este año. El pedido es para que Nación trámite ante Bolivia, Brasil o Chile el suministro de ese hidrocarburo y garantice el abastecimiento para domicilios e industrias.

El tema fue abordado en el reunión que mantuvieron los ministros del Gabinete provincial, encabezada por el titular de Infraestructura y de la Coordinación de Enlace y Relaciones Políticas, Sergio Camacho, y del coordinador Administrativo, Nicolás Demitrópulos

En el mensaje ante la Asamblea Legislativa, el pasado 1 de marzo, el gobernador Gustavo Sáenz destacó que “es fundamental para nuestro desarrollo que la Nación dé continuidad a obras iniciadas y comprometidas como el Gasoducto Norte, que los argentinos de la región necesitan para calefaccionar sus casas en invierno y las empresas para seguir produciendo”. Y en esa línea se llevan adelante las gestiones. 

El pedido tiene lugar después de que se conociera que las obras de reversión del Gasoducto Norte tienen demoras en los plazos y no estará operativo durante el invierno 2024.

Con este panorama, el gobierno argentino deberá llevar adelante negociaciones con Bolivia, Brasil y Chile para asegurar el suministro de gas durante los meses de mayor consumo por la temporada de invierno.

El proyecto es una obra complementaria al Gasoducto Presidente Néstor Kirchner para llevar el gas de Vaca Muerta a Córdoba, Tucumán, La Rioja, Catamarca, Santiago del Estero, Salta y Jujuy. Se destinará al abastecimiento de industrias, a la generación de energía eléctrica, la conexión de nuevos hogares y el desarrollo a escala de nuevas actividades.

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Vaca Muerta recibe más de 9.000 millones de dólares de inversión en lo que marca nuevo récord

Este flujo financiero solidifica la posición de Neuquén como la quinta economía más grande del país, un logro sin precedentes que refleja la influencia significativa del desarrollo de Vaca Muerta en la región. Se estima que se invertirán más de 9.000 millones de dólares en la región de Neuquén este año, eso que significa que se tratará de un hito histórico para la provincia. Este flujo financiero solidifica la posición de Neuquén como la quinta economía más grande del país, un logro sin precedentes que refleja la influencia significativa del desarrollo de Vaca Muerta en la región. El Gobierno provincial […]

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Caputo busca utilizar estrategias de inversión para acelerar levantamiento del cepo convertible

Para obtener los dólares necesarios y levantar el cepo cambiario, el ministro de Economía, Luis Caputo, avanza en las negociaciones con el FMI y planea atraer inversiones en Vaca Muerta y emisiones de bonos empresariales. Luis Caputo está concentrado en conseguir los fondos necesarios para levantar el bono convertible. El objetivo es que se pueda implementar las restricciones hacia mediados de año, sorprendiendo al mercado acerca de su gestión. ¿Se puede o es algo impracticable? Caputo pretende establecer una «competencia de monedas» para revelar la inflación mediante un «shock». Se prevé que los pasos se aceleren en las próximas semanas […]

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Hidrocarburos: la petrolera estatal neuquina, empoderada con más de 100 áreas y cambios directivos

La petrolera del Estado neuquino Gas y Petróleo del Neuquén (GyP) renovó sus autoridades y designó a Guillermo Savasta como el nuevo presidente de su directorio, tras la salida con el cambio de gestión provincial de su histórico dirigente, Alberto Saggese. El nuevo titular de la petrolera estatal tiene 53 años, es Licenciado en Economía e ingresó en el Estado neuquino en 2008 cuando asumió el cargo de director de Inversiones en el ministerio de Energía de la provincia, durante la primera gestión de Jorge Sapag como gobernador. En 2013 ingresó a la petrolera estatal, en donde desempeñó el cargo […]

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Gasoducto Norte y BTU: Agresivo descuento que sorprendió a Techint y la firma del Inter Miami

Una nueva conocida sorprendió con una agresiva oferta con la que se impuso a Techint-Sacde y a Pumpco Inc., de los dueños del Inter Miami, donde juega Messi. La estatal Enarsa realizó esta semana la apertura de las ofertas para los renglones 1 y 2 de la licitación para las obras de reversión del Gasoducto Norte, un proyecto clave para llevar el gas de Vaca Muerta al norte del país, que por el retraso, no llegaría a terminarse este invierno, por lo que debe aún importarse gas. En ese marco, la constructora BTU, dirigida por Carlos Mundin, presentó las ofertas […]

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Neuquén invitó a las petroleras a discutir la infraestructura de la playa de Vaca Muerta

El gobierno convocó a las gasolineras para este viernes. Esta mesa de trabajo tiene como objetivo planificar proyectos de la industria petrolera, pero también incluye otros proyectos que tienen un impacto en las comunidades a lo largo del oleoducto de esquisto. El gobierno provincial convocará la Mesa Sectorial Vaca Muerta este viernes en el Hotel Sale de la localidad de Añelo para llevar a cabo una reunión de trabajo con el propósito de diseñar proyectos de infraestructura para el desarrollo del shale neuquino y las poblaciones relacionadas con la industria. El llamado llegó a los operadores de la provincia de […]

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El IAPG y Neuquén promoverán el plan provincial de becas entre las empresas energéticas

El gobernador, Rolando Figueroa, firmó junto al presidente del IAPG, Ernesto López Anadón, un acuerdo acerca del patrocinio del programa provincial de becas, entre las empresas de petróleo y gas. El gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, firmó hoy, junto al presidente del Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG), Ernesto López Anadón, un acuerdo de cooperación para promover que las empresas de la industria energética se incorporen como patrocinadoras del Plan de Becas Provinciales “Redistribuir Oportunidades – Gregorio Álvarez”. El acuerdo apunta a la promoción de acciones conjuntas “de colaboración y complementación para la realización de actividades destinadas al […]

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Shell comprará energía verde a Genneia en Vaca Muerta

En el marco de su compromiso con la transición energética, Shell Argentina firmó un acuerdo con Genneia, la compañía líder en generación de energías renovables en Argentina, para abastecer con energía limpia la demanda energética de sus bloques operados en Vaca Muerta.

Las compañías alcanzaron un acuerdo estratégico para abastecer la demanda energética de las operaciones de producción de Shell Argentina con energía de fuente eólica y solar generada por Genneia. Participaron de la firma, Ricardo Rodríguez, Presidente de Shell Argentina, y Bernardo Andrews, CEO de Genneia

Dicha alianza se enmarca a través del sistema privado Mercado a Término de Energías Renovables (MATER), con un contrato de provisión de energía verde que tiene una duración de 7 años para cubrir las operaciones de Shell en Argentina, iniciando el 1° de mayo de 2024. La energía renovable será suministrada desde un pool de activos de Genneia, conformado por parques eólicos y solares de la compañía.

“Este acuerdo es muy significativo para la ambiciosa estrategia de descarbonización de nuestras operaciones en Vaca Muerta. Abastecer con energía eólica y solar nuestras plantas de procesamiento y consumo de pozos productivos traerá un avance muy importante en nuestras metas de reducción de emisiones en el país”, celebró Ricardo Rodríguez, Presidente de Shell Argentina.

Esta iniciativa se enmarca en una robusta estrategia de descarbonización que Shell tiene en Argentina, en línea con las metas de reducción de emisiones de la compañía a nivel global. Mediante este acuerdo, Shell Argentina se asegura mantener sus emisiones de Alcance 2 en cero, como así también hacer una contribución directa y valiosa al desarrollo de energías renovables en Argentina.

Por su parte, Genneia sigue creciendo en el Mercado a Término de Energías Renovables, expandiendo su cartera de clientes, compuesta actualmente por más de treinta empresas.
En este sentido, Bernardo Andrews, CEO de Genneia, manifestó: “Estamos orgullosos de acompañar a Shell con sus objetivos estratégicos de reducir las emisiones de carbonoaumentar la eficiencia energética y que confíen en Genneia para alcanzarlos. Nuestras energías renovables y limpias son la base para la transición energética”.

Los contratos de suministro a largo plazo (PPA) son una de las soluciones energéticas que Genneia pone a disposición de todas aquellas empresas comprometidas con un desarrollo sostenible. Este tipo de soluciones buscan preservar, restaurar y gestionar eficazmente los ecosistemas naturales para capturar y/o evitar emisiones de CO2 al ambiente.

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Castillo destacó que “Salta es una marca registrada en Minería”, pero advirtió por la falta de “certidumbre” de Nación

El presidente de REMSa destacó a la actividad minera como un “trampolín” para la economía de la provincia, apuntando al cambio de la matriz económica. “En este momento Salta es una marca registrada en minería, una marca registrada que comenzó cuando el gobernador, Gustavo Sáenz, desembarcó en la convención que aglutina todos los fondos de inversión, las empresas exploradoras y empresas mineras, ahí se decide qué inversión se hace en 2024”, subrayó el presidente de Recursos Energéticos y Mineros de Salta, S.A (REMSa), Alberto Castillo, en “Día de Miércoles”, en alusión a la Convención Mundial de Exploración y Minería Premier […]

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Shell Argentina comprará energía verde a Genneia en Vaca Muerta

Shell Argentina y Genneia alcanzaron un acuerdo estratégico para abastecer la demanda energética de las operaciones de producción de la compañía petrolera con energía de fuente eólica y solar generada por Genneia. Participaron de la firma, Ricardo Rodríguez, Presidente de Shell Argentina, y Bernardo Andrews, CEO de Genneia.

. En el marco de su compromiso con la transición energética, Shell Argentina firmó un acuerdo con Genneia, compañía líder en generación de energías renovables en Argentina, para abastecer con energía limpia la demanda energética de sus bloques operados en Vaca Muerta.

Dicha alianza se enmarca a través del sistema privado Mercado a Término de Energías Renovables (MATER), con un contrato de provisión de energía verde que tiene una duración de 7 años para cubrir las operaciones de Shell en Argentina, iniciando el 1° de mayo de 2024.

La energía renovable será suministrada desde un pool de activos de Genneia, conformado por parques eólicos y solares de la compañía, se informó.

Ricardo Rodríguez, Presidente de Shell Argentina, señaló que “este acuerdo es muy significativo para la estrategia de descarbonización de nuestras operaciones en Vaca Muerta. Abastecer con energía eólica y solar nuestras plantas de procesamiento y consumo de pozos productivos traerá un avance muy importante en nuestras metas de reducción de emisiones en el país”.

Esta iniciativa se enmarca en una estrategia de descarbonización que Shell tiene en Argentina, en línea con las metas de reducción de emisiones de la compañía a nivel global.

Mediante este acuerdo, Shell Argentina se asegura mantener sus emisiones de Alcance 2 en cero, como así también hacer una contribución directa al desarrollo de energías renovables en Argentina.

Por su parte, Genneia sigue creciendo en el Mercado a Término de Energías Renovables, expandiendo su cartera de clientes, compuesta actualmente por más de treinta empresas.

En este sentido, Bernardo Andrews, CEO de Genneia, manifestó: “Estamos orgullosos de acompañar a Shell con sus objetivos estratégicos de reducir las emisiones de carbono, aumentar la eficiencia energética y que confíen en Genneia para alcanzarlos. Nuestras
energías renovables y limpias son la base para la transición energética”.

Los contratos de suministro a largo plazo (PPA) son una de las soluciones energéticas que Genneia pone a disposición de todas aquellas empresas comprometidas con un desarrollo sostenible. Este tipo de soluciones buscan preservar, restaurar y gestionar eficazmente los ecosistemas naturales para capturar y/o evitar emisiones de CO2 al ambiente.

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Opep celebra que AIE destaque la importancia del petróleo para la transición energética

Pidió más inversiones en el sector frente a los mensajes de abandono de los hidrocarburos. La OPEP se sintió este miércoles reafirmada tras las advertencias de la AIE sobre la necesidad de asegurar el suministro petrolero en medio de la transición energética, y pidió más inversiones en el sector frente a los mensajes de abandono de los hidrocarburos. “Hemos tomado nota de que la Agencia Internacional de la Energía (AIE) reafirma la importancia de la seguridad del petróleo para las transiciones energéticas en su comentario más reciente”, señala en un comunicado la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP), con […]

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Banco Macro confirma una conferencia de minería en Catamarca e inaugura nuevas sucursales

El gobernador Raúl Jalil recibió en la Casa de Gobernación a Fernando Tabora, gerente divisional del Banco Macro, para analizar los proyectos que trabaja el organismo bancario en la provincia e invitar al mandatario provincial a la apertura de dos nuevas sucursales, así como a la jornada minera organización está hospedando en la capital. En la ciudad de Belén, el banco estará inaugurando una nueva sucursal el próximo 22 de abril. La ubicada en la Av. Calchaquí, frente a la estación de servicio YPF. Paralelamente, el banco abrirá un puesto comercial fijo en la zona industrial de El Pantanillo. En […]

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El campo de gas mexicano que le interesa a Carlos Slim

El hombre más rico de México evalúa la viabilidad del yacimiento, descubierto en 2006; el negocio está en exportar el producto a Asia. Una veta de gas natural a 1200 metros de profundidad en las aguas del golfo de México ha atraído la mirada del magnate mexicano, Carlos Slim. Esta semana, una comitiva representando al hombre más rico de México se reunió con personal de la paraestatal, Pemex, para evaluar las posibilidades del yacimiento Lakach, según adelantó Reuters. El campo, descubierto en 2006 por la petrolera, ha visto frenado su desarrollo en, al menos, dos ocasiones, debido a su poca […]

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ExxonMobil devuelve tres áreas offshore tras descartar la presencia de hidrocarburos en el Mar Argentino

Las compañías ExxonMobil y Qatar Petroleum (QP) decidieron devolver la concesión de tres bloques offshore que estaba explorando mediante adquisición sísmica en el sur del Mar Argentino por resultados negativos en la búsqueda de hidrocarburos. Se trata de las áreas Cuenca Malvinas Occidental 113 (MLO 113) y MLO 117, que fueron transferidos al Estado Nacional. La medida salió publicada este viernes en el Boletín Oficial. Pero también ocurrirá lo mismo con el bloque MLO 118, que comparten ambas petroleras, aunque todavía no se formalizó la resolución. Los tres bloques están ubicados entre las costas de Tierra del Fuego y las Islas Malvinas.

Fuentes de las compañías confirmaron que “se hizo la devolución de los tres bloques ya que el análisis de los resultados de la sísmica realizada no arrojaron resultados que mostraran una presencia hidrocarburifera suficiente para avanzar a una etapa posterior”. Además, aclararon que esta decisión “no tiene nada que ver con el proceso de testeo de mercado” que está realizando ExxonMobil en el proceso para desprenderse de áreas en Vaca Muerta.

Las resoluciones 27 y 28 de la Secretaría de Energía publicadas este viernes en el Boletín Oficial formalizan la definición de ExxonMobil y QP. “Declárase la extinción del permiso de exploración de hidrocarburos sobre el área MLO 113, ubicada en el ámbito Costa Afuera Nacional, otorgado mediante la Resolución N° 648 de fecha 17 de octubre de 2019, a las empresas ExxonMobil Exploration y QP Oil and Gas”, dice la medida, que también se replica para MLO 117.

Cuenca Malvinas Oeste

La Cuenca Malvinas Oeste tiene nueve áreas licitadas que están ubicadas en aguas que van de 100 a 600 metros de profundidad. ExxonMobil y Qatar Petroleum obtuvieron la adjudicación de las áreas MLO 118, MLO 117 y MLO 113 en el año 2019. Forman parte de la licitación de 18 áreas correspondientes al Concurso Público Internacional Costas Afuera N° 1, lanzado en 2018 para buscar hidrocarburos en el Mar Argentino.

Las ofertas ganadoras en el concurso público alcanzaron un compromiso de inversión de US$ 724 millones para explorar áreas en el norte y sur del Mar Argentino y corresponden a las compañías YPF, Qatar Petroleum, Equinor, ExxonMobil, Total, Shell, Pluspetrol, Tecpetrol, Wintershall, British Petroleum, Mitsui, ENI y Tullow.

, Roberto Bellato

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YPF Química impulsa la innovación con su primer concurso abierto

YPF Química ha anunciado el proyecto ganador del Challenge YPF Química INN-LAB 2023, marcando un hito en su iniciativa de innovación abierta. El equipo de Bioeutectics se definió como el primer ganador de este concurso, que busca emprendedores y start-ups con proyectos innovadores con potencial para impactar positivamente en la cadena de valor del negocio. También se realizó una mención especial para los proyectos de Fungi Life y Reaquila.

Como líder en producción de químicos en Argentina, YPF Química se posiciona como un actor clave en la generación de soluciones creativas y sustentables. El Challenge YPF Química INN-LAB 2023 representa un paso significativo en esta dirección, al combinar el mundo académico-industrial con el químico y brindar acceso a una amplia gama de talento y perspectivas.

El equipo ganador de Bioeutectics, es una empresa que se dedica a desarrollar solventes naturales y 100% biodegradables. Sergio David Pasini Cabello, COO y Co-founder, nos comenta “Como parte del equipo de Bioeutectics, queremos expresar nuestro más sincero agradecimiento a YPF QUÍMICA por brindarnos la oportunidad de participar en el evento Challenge INN-LAB. Fue una experiencia maravillosa y nos permitió tanto conocer a la gente de YPF desde adentro como establecer valiosas conexiones con los demás proyectos participantes. Estamos emocionados por las futuras posibilidades de colaboración y creemos que, al trabajar juntos, podemos lograr una sinergia que contribuya a un mundo más sustentable y amigable con el medio ambiente. ¡Sigamos construyendo un futuro mejor para todos!”

El premio otorgado al proyecto ganador incluye un monto económico destinado a impulsar aún más su desarrollo e innovación. El jurado del evento, compuesto por destacados expertos del sector, tanto interno de YPF como del Instituto Petroquímico Argentino y de la Cámara de la Industria Quimica y Petroquímica, quienes evaluaron rigurosamente las propuestas para seleccionar al ganador.

El Challenge YPF Química INN-LAB 2023 atrajo la atención de 31 participantes, de los cuales solo 6 llegaron a la etapa final. Previamente al evento final, los equipos finalistas disfrutaron de la “Experiencia YPF”, que incluyó visitas a instalaciones de YPF como la Torre de Puerto Madero, el Complejo Petroquímico de Ensenada y Y-TEC, el centro de investigación conjunto con el Conicet.A lo largo del concurso, el equipo de YPF Química brindó un acompañamiento integral a los participantes, ofreciendo talleres de capacitación que abordaron temas clave como propuesta de valor y técnicas de presentación.
En resumen, el Challenge YPF Química INN-LAB 2023 no solo representa una oportunidad para fomentar la innovación en la industria química, sino también un compromiso continuo por buscar nuevas ideas que impulsen el desarrollo sostenible y transformen tanto a Argentina como al mundo.

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En 2023 ANCAP ganó US$ 85 millones

En lo que respecta al mercado monopólico, se presentó una pérdida de US$ -29 millones (con más de US$ 3.296 millones de facturación). Asimismo, se resignaron US$ 67 millones por ventas por debajo de la paridad importación (PPI) para los precios administrados por el Poder Ejecutivo (US$ 50 millones) y el subsidio focalizado del supergás (US$ 17 millones).

El resultado final a nivel de todo el Grupo ANCAP, revierte la pérdida en el mercado monopólico con la ganancia de US$ 67 millones de los negocios en competencia, el aporte de las ganancias de las empresas vinculadas de US$ 28 millones y US$ 31 millones del resultado de ventas a UTE para generación eléctrica. Incluye además otros ingresos y gastos por US$ 13 millones, un resultado financiero de US$ 6 millones e impuesto a la renta por US$ 16 millones.

MARGEN DE REFINACION

Para el período, el margen de refinación a PPI URSEA continúa siendo alto, pero menor al año 2022. La fijación de precios del Poder Ejecutivo no permitió a ANCAP capturar todo ese margen teórico.
Con el paro de unidades de la refinería, el cálculo se realiza hasta el mes de agosto de 2023.
 
BRECHA MERCADO INTERNO DE COMBUSTIBLES

Las gasolinas, el supergás y propano estuvieron por debajo de la paridad de importación. El gasoil estuvo por encima de la paridad de importación URSEA.
En lo que va del 2024 la brecha de precios es de US$ 9 millones, más US$ 5 millones de subsidio focalizado de supergás.
 
SUPERGAS

En enero de 2023 se entregaron 1,6 millones de garrafas, alcanzando a 260 mil hogares con un costo para ANCAP de US$ 20 millones, hasta febrero de 2024 inclusive.
El subsidio focalizado ha permitido disminuir la brecha entre el precio del producto importado y el precio al público en general. La brecha promedio para el producto en 2022 fue 33 $/kg y en 2023 bajó a 14 $/kg.
 
VENTAS EN LITORAL OESTE

Durante el año 2023, las ventas de gasolinas en el litoral oeste (Salto, Paysandú y Río Negro) muestran volúmenes iguales o menores al momento más crítico en la pandemia. 
A partir de diciembre de 2023, las ventas del litoral recuperaron la normalidad. 

 PROYECTOS FUTUROS

En abril de 2024, ANCAP convocará a presentar expresiones de interés para desarrollar dos grandes proyectos para la transición energética.
Uno de ellos estará relacionado con la producción de combustible sustentable de aviación (SAF), y un segundo proyecto orientado al desarrollo de logística de entrada y salida de líquidos en Terminal del Este, de cara a los mercados regionales.
Con relación al proyecto para la producción de SAF, la licitación de ANCAP convocada para contratar la licencia de proceso e ingeniería básica para el montaje de una unidad de hidroprocesamiento en la Refinería La Teja, cierra el próximo 8 de abril.

La presentación de resultados se desarrolló en formato taller para periodistas y líderes de opinión y contó con la presencia del presidente de ANCAP Alejandro Stipanicic, el vicepresidente Diego Durand, el director Vicente Iglesias, el gerente general Ignacio Horvath y equipos técnicos.

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EGE Haina, Huawei, InterEnergy, Sungrow y TotalEnergies adelantan nuevos desarrollos y tecnologías

Gran expectativa por el próximo megaevento de Future Energy Summit (FES) que se desarrollará el próximo miércoles 20 y jueves 21 de marzo en el Hotel Intercontinental Real Santo Domingo.

Bajo el nombre “Future Energy Summit 2024: Central America & The Caribbean”, este encuentro promete abordar las últimas novedades del mercado para impulsar nuevas inversiones sostenibles en el sector energético de la región.

Más de 500 profesionales del ámbito local e internacional participarán de los más sofisticados espacios para networking y salones de conferencias de FES con ponencias destacadas y más de 10 paneles de debate.

Entre ellos, el panel de debate inaugural titulado “Estado de la energía solar fotovoltaica en Centroamérica y El Caribe: Nuevos desarrollos y soluciones tecnológicas” contará con la participación de empresas líderes del sector como EGE Haina, Huawei, InterEnergy, Sungrow y TotalEnergies.

ADQUIRIR ENTRADA

20 de marzo – 9:45 am

Panel: Estado de la energía solar fotovoltaica en Centroamérica y El Caribe: Nuevos desarrollos y soluciones tecnológicas

Gonzalo Feito – Latam Director – Sungrow
Fernando de la Vega – Country Manager – TotalEnergies Renewables Dominicana
Hancel Marte – Solution and Sales Manager – Huawei Digital Power
Mónica Lupiañez – Managing Director, Head of Renewables – InterEnergy Group
Ricardo Estevez – BD Manager – EGE Haina
Modera: Guido Gubinelli – Director Periodístico – Energía Estratégica

En el marco de este megaevento, los portavoces de estas empresas líderes en el sector energético destacarán las tendencias que identifican para energía solar este lustro, desde su perspectiva de proveedor de productos y soluciones tecnológicas o desarrolladores y generadores de nuevos proyectos, según el caso.

Además, durante el debate moderado por Guido Gubinelli, director periodístico de Energía Estratégica, se intercambiarán posiciones sobre requerimientos de incentivos, tarifas preferenciales o cambios regulatorios para facilitar el desarrollo de proyectos fotovoltaicos utility scale con almacenamiento principalmente en mercados insulares.

Al respecto, es preciso recordar que en el caso de República Dominicana quienes pretenden explotar la actividad de generación de energía eléctrica en régimen especial con almacenamiento BESS, se determinó que para proyectos con capacidades iguales o superiores a 50 MWac, se exigirá un 30% de su capacidad en baterías con una duración mínima de 4 horas de almacenamiento.
Ahora bien, PV+BESS no es la única alternativa tecnológica que podrá ganar terreno en los próximos meses.

De acuerdo con la CNE, en República Dominicana existen 26 proyectos renovables en construcción por un total de 1451 MW que se interconectarán entre este 2024 y el 2025, y que se sumarán a los 1127 MW de ERNC que ya se encuentran operativos.

Sobre estos proyectos también harán referencia los representantes de EGE Haina, Huawei, InterEnergy, Sungrow y TotalEnergies para revelar su participación en el parque de generación en operación y adelantar próximas inversiones en República Dominicana y la región.

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Shell celebró un acuerdo con Genneia para abastecer su demanda en Vaca Muerta con energía verde

Shell Argentina firmó un acuerdo con Genneia para abastecer con energía limpia la demanda de sus bloques operados en Vaca Muerta. La alianza es a través del sistema privado Mercado a Término de Energías Renovables (MATER). Se trata de un contrato de provisión de energía verde que tendrá una duración de siete años. Tendrá inicio el 1° de mayo. La energía será suministrada desde un pool de activos de Genneia, conformado por parques eólicos y solares de la compañía.

Bernardo Andrews y Ricardo Rodríguez

Energía renovable en Vaca Muerta

Ricardo Rodríguez, presidente de Shell Argentina, expresó: “Este acuerdo es muy significativo para la ambiciosa estrategia de descarbonización de nuestras operaciones en Vaca Muerta. Abastecer con energía eólica y solar nuestras plantas de procesamiento y consumo de pozos productivos traerá un avance muy importante en nuestras metas de reducción de emisiones en el país”.

Según precisaron desde Shell, esta iniciativa se inscribe dentro de la estrategia de descarbonización que posee la firma, en línea con las metas de reducción de emisiones de la compañía a nivel global.

Bernardo Andrews, CEO de Genneia, manifestó: “Estamos orgullosos de acompañar a Shell con sus objetivos estratégicos de reducir las emisiones de carbono, aumentar la eficiencia energética y que confíen en Genneia para alcanzarlos. Nuestras energías renovables y limpias son la base para la transición energética”.

Alianza

Mediante este acuerdo, Shell se asegurará de mantener sus emisiones de Alcance 2 en cero, como así también de hacer una contribución directa al desarrollo de energías renovables en la Argentina. Por su parte, Genneia seguirá creciendo en el MATER, expandiendo su cartera de clientes, compuesta por más de treinta empresas. Dentro de las soluciones energéticas que pone a disposición la compañía dedicada a la provisión de soluciones energéticas sustentables en la Argentina, para todas aquellas empresas comprometidas con un desarrollo sostenible, se encuentran los contratos de suministro a largo plazo (PPA). Este tipo de soluciones buscan preservar, restaurar y gestionar eficazmente los ecosistemas naturales para capturar y/o evitar emisiones de CO2 al ambiente, según indicaron.

, Redaccion EconoJournal

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El gobierno de Argentina insiste con la Ley Ómnibus: ¿Qué cambió en materia energética?

El gobierno de Javier Milei pretende enviar una nueva versión del proyecto de ley “de Bases y Puntos de Partida para La Libertad de los Argentinos”, popularmente conocido como “Ley Ómnibus”, tras la caída en la Cámara de Diputados a inicios de febrero del corriente año. 

Energía Estratégica pudo acceder al borrador de la iniciativa actualizada del Poder Ejecutivo y la principal diferencia en materia energética es que no se incluyó la creación de un mercado de derechos de emisión de gases de efecto invernadero ni ningún capítulo dedicado a la transición hacia fuentes más limpias  para cumplir los compromisos asumidos en el Acuerdo de París y la COP 28. 

Por lo que de mantenerse la idea de mecanismo como herramienta clave dentro del plan de inversiones para energías renovables en el país, tal como afirmó Eduardo Rodríguez Chirillo durante el mega evento Future Energy Summit Argentina (ver nota), su creación deberá ser a través de resoluciones o decretos de la propia Secretaría de Energía de la Nación

Lo que sí se mantiene en la nueva versión de proyecto de Ley Ómnibus son las reformas Leyes N° 15.336 y 24.065 con el fin de liberar la comercialización, competencia y ampliación del mercado eléctrico, especialmente la libre elección de proveedor de energía eléctrica a los usuarios finales.

Además, el gobierno buscará “adecuar” las tarifas del sistema energético para que éstas reflejen el costo real del suministro (de acuerdo al funcionario hoy sólo denotan el 45% del precio mayorista) y propender a la explicitación de los diferentes conceptos a pagar por el usuario final, con la “expresa obligación” del distribuidor de actuar como agente de percepción o retención de los importes a percibir en concepto de energía, transporte e impuestos correspondientes al Mercado Eléctrico Mayorista y al Fisco. 

Y del mismo modo, el proyecto de ley plantea abrir el juego al desarrollo de infraestructura de transporte de energía eléctrica mediante mecanismos “abiertos, transparentes, eficientes y competitivos”, fundamentalmente para que el privado sea quien desarrolle las redes de transmisión. 

Beljansky detalló cómo será el mercado de derechos de emisión de gases de efecto invernadero en FES Argentina

El RIGI sigue presente

La actualización del Poder Ejecutivo repite la creación del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI), como una de las principales similitudes. 

El objetivo será generar “condiciones de previsibilidad y estabilidad” y condiciones competitivas en Argentina para atraer inversiones y que las mismas se concreten mediante el adelantamiento temporal de las soluciones macroeconómicas “sin las cuales determinadas industrias no podrían desarrollarse”. 

Incluso, la subsecretaria de Transición y Planeamiento Energético de la Nación, Mariela Beljansky, reconoció durante FES Argentina que el RIGI podría ser la llave que articule las inversiones en H2V y cualquier tecnología para fomentar las energías verdes

La particularidad es que, en esta ocasión, el borrador sí detalla que el plazo de adhesión al RIGI será de dos años a partir de la entrada en vigencia del régimen (prorrogable hasta otros dos años), como también los montos de inversión y las posibles penalizaciones por su incumplimiento por parte de las entidades beneficiarias. 

El valor mínimo de inversión en activos computables será de USD 200.000.000 (el Ejecutivo no podrá bajarlo de los USD 50.000.000), mientras que el importe máximo estipulado será de USD 900.000.000, cualquiera sea el sector productivo involucrado. 

En cuanto a las penalizaciones, la autoridad de aplicación podrá aplicar multas desde los $10.000.000 hasta $ 400.000.000, o valores porcentuales del monto mínimo de inversión de hasta el 15%, la propia caducidad total de los incentivos del RIGI o la inhabilitación para solicitar la adhesión de un nuevo proyecto al RIGI como sanción. 

Aunque cabe aclarar que, a pesar que el RIGI esté incluido en la nueva edición del proyecto de Ley Ómnibus, ya hay otra iniciativa legislativa orientada únicamente al propio régimen de incentivo, propuesta por el diputado Julio Moreno Ovalle (La Libertad Avanza) y que fue girada a la comisión de Presupuesto y Hacienda de la Cámara de Diputados.

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Chile avanza con el mayor proyecto de almacenamiento del mundo y se pondría en marcha en menos de tres años

Grenergy continúa ampliando su participación renovable en Chile. Días atrás inauguró el parque solar Gran Teno, de 241 MWp de potencia en la región de Maule (su mayor planta fotovoltaica a nivel internacional), y avanza en la construcción del mayor proyecto de almacenamiento del mundo. 

Gran Teno cuenta con 367.200 paneles solares, una subestación elevadora, seccionadora y una línea de evacuación de alta tensión (154 kV) que se conectará en la existente denominada Itagüe – Tinguiririca y generará energía eléctrica capaz de abastecer a 136000 hogares del país y reducir la emisión de más de 147.000 toneladas de dióxido de carbono al año.

De ese modo, la central renovable se unirá a las más de 80 plantas que Grenergy ha conectado ya en Chile y que ha contado con una inversión de más de 700 millones de dólares, pero la compañía incrementará aún más su capital depositado en el país a través del proyecto Oasis de Atacama. 

“Se divide en cinco fases en las que invertiremos hasta 1400 millones de dólares. Ya tenemos la primera fase en construcción y estará completamente operativo en menos de tres años, con el 75% de la inversión concentrado en la segunda mitad del 2024 y el primer semestre del 2025, mejorando la estabilidad de la red y contribuyendo a la descarbonización”, remarcó David Ruiz de Andrés, fundador y CEO de Grenergy. 

“Una vez finalizado, Oasis de Atacama se convertirá en el mayor proyecto de almacenamiento del mundo, con una capacidad de 4,1 GWh y cerca de 1 GW solar. Es el futuro pero ya ciertamente el presente de Grenergy”, subrayó. 

Dicho emprendimiento fue anunciado a finales del año pasado, pero ahora David Ruiz de Andrés reconoció que sólo restan algunos años para que se ponga en marcha en el país, de cara a un mejor posicionamiento de la empresa tanto en el plano nacional como internacional. 

En aquel entonces, Greenergy también informó su primer contrato de venta a largo plazo nocturno para suministrar más de 8 TWh de energía verde a EMOAC (filial de COPEC, la principal empresa de distribución de combustibles en el país) durante un periodo de 15 años. 

Y con este proyecto, se convirtió en una de las primeras compañías del mundo en firmar un contrato de PPA que combina proyectos de energía solar y almacenamiento. Mientras que hasta la fecha, la compañía cerró acuerdos para la venta de 2,8 TWh de energía y un valor de 2.700 millones de euros en ingresos contratados. 

Boric marcó la importancia de la regulación

El presidente de Chile, Gabriel Boric, participó del acto de inauguración del parque solar Gran Teno y allí destacó el “potencial descarbonizador” del país mediante el desarrollo de las energías renovables no convencionales, la exportación de energía limpia y las industrias de cobre o litio. 

Pero también apuntó que desde el gobierno se pusieron el objetivo de ser carbono neutrales al 2050, aunque espera llegar antes a partir de las distintas regulaciones en marcha y aquellas presentadas en el Poder Legislativo, como también por el incremento de la infraestructura eléctrica. 

“Tenemos que aumentar la capacidad de transmisión y de almacenamiento de energía (…) Por ello presentamos al Congreso el proyecto de ley de Transición Energética que busca acelerar tales iniciativas. Ya fue aprobado en lo general y está en discusión con suma urgencia en el Senado a la vez que estamos desarrollando planes de descarbonización con procesos de diálogos participativos con las comunidades y nos ponemos nuevas metas”, manifestó. 

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El listado de los 58 nuevos contratos de energía para mitigar fluctuaciones de precios durante El Niño

Como ya había anticipado Energía Estratégica, días atrás, la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) publicó la Resolución CREG 101 036 de 2024, a través de la cual 25 comercializadoras y 22 generadoras firmaron 58 contratos de compra y venta de energía, cuya cobertura inicia el 1 de marzo, buscando mantener los precios de la energía estables, especialmente para lo que resta del Fenómeno de El Niño.

En efecto, el objetivo de la medida es reducir la exposición por parte de los usuarios regulados a la alta volatilidad que se presenta en el mercado diario de energía a solo 15% y aumentar la negociación por medio de contratos de largo plazo a 85%.

Como resultado, los usuarios cubiertos por medio de estos acuerdos pagarán un menor valor en su factura en este ítem, en comparación con el valor que habrían pagado en caso de haber quedado expuestos al precio diario de la bolsa de energía.

A su vez, algunos de los comercializadores que tenían una alta exposición a los precios de bolsa lograron firmar contratos que podrán incrementar la protección de sus usuarios en más del 50%.

Para llevar más transparencia a los usuarios, el Sistema Centralizado de Información de Convocatorias Públicas (SICEP), publicó el listado con las estadísticas de los contratos tipo Pague lo Contratado y pague lo contratado condicionado a la Generación Ideal Nacional no Comprometida en Contratos (PCG), información remitida por los agentes al ASIC.

De acuerdo a la información publicada, de la cantidad de contratos por tipo, 25 (43,1%) ha sido «PCG» y 33, (56,9%) ha sido «Pague lo contratado».

Más concretamente, en la siguiente tabla que figura a continuación se puede ver en detalle, la cantidad de energía comprada por mes y el comprador. 

Detalle Cantidad Energía por Mes y Comprador (2)

A su vez, SICEP publicó el cronograma para las convocatorias de compras de energía. Esta guía puede ser consultada en el módulo de herramientas del SICEP con el nombre «Guía Cronograma» (ver documento). 

De esta forma, el organismo destacó que es responsabilidad del Comercializador que realiza la convocatoria definir las fechas y construir su cronograma, por lo que las decisiones que cualquier Comercializador tome con base en esta guía son de su entera y exclusiva responsabilidad.

 

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Webinar: Explorando la Innovación en Energía Solar con APsystems y BayWa r.e. Colombia

BayWa r.e. Colombia se complace en anunciar un emocionante webinar en colaboración con APsystems, líder mundial en tecnología de microinversores, el 26 de Marzo del 2024. Este evento virtual ofrecerá una valiosa oportunidad para explorar la innovación en energía solar y descubrir cómo los microinversores de APsystems están transformando la industria.

El webinar contará con la participación de expertos de APsystems, quienes compartirán información detallada sobre sus productos de última generación y brindarán una visión exclusiva sobre cómo estos microinversores pueden optimizar el rendimiento y la eficiencia de los sistemas solares fotovoltaicos.

Únase a nuestro siguiente webinar con los expertos de #APsystems y conozca:

Beneficios y características de sus microinvesores

MPPT: Maximiza la producción de energía

✅ Smart Gris Ready: Red inteligente

Monitoreo y gestión inteligente

«Estamos emocionados de asociarnos con APsystems para ofrecer este webinar único», celebró Fernanda Delgado, Marketing lead de BayWa r.e. Colombia.

«Esperamos que este evento proporcione a los participantes una comprensión más profunda de cómo la tecnología de microinversores puede mejorar significativamente la producción de energía solar y abrir nuevas oportunidades en el mercado colombiano«, agregó.

Detalles del evento:

📌 Fecha: 26 de marzo

🕕 Hora: 10:00am

📝 Regístrate aquí: https://shorturl.at/bcjJY

No pierdas la oportunidad de aprender de los líderes en innovación en energía solar. ¡Regístrate ahora y participa de este webinar informativo y emocionante!

 

Para obtener más información, comunicarse al siguiente correo electrónico: info.colombia@baywa-re.com

Acerca de BayWa r.e. Colombia:

BayWa r.e. es una empresa global líder en energías renovables, comprometida con la promoción de la transición energética sostenible en todo el mundo. En Colombia, distribuimos soluciones fotovoltaicas y ofrecemos servicios de alta calidad para proyectos solares, con un enfoque en la innovación, la calidad y la excelencia en el servicio al cliente.

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Panamá suscribe memorandos de entendimiento y cooperación energética con República Dominicana y Chile

En el marco de la 6a reunión ministerial de la Alianza para el Cambio Climático y Energía, a cargo de la Alianza de Energía y Clima de las Américas (ECPA, en inglés), el Gobierno panameño, a través de la Secretaría Nacional de Energía, firmó memorandos de entendimiento y formas de cooperación con homólogos de los gobiernos de República Dominicana y de Chile.

Por Panamá suscribió los memorandos (MoU) la Secretaria de Energía, Ingeniera Rosilena Lindo Riggs, mientras que por República Dominicana el ministro de Energía y Minas, Ingeniero Antonio Almonte Reynoso; asimismo, por el Ministerio de Energía de Chile firmó el subsecretario Luis Felipe Andrés Ramos Barrera.

El entendimiento y cooperación con ambos países permitirá a Panamá compartir experiencias y mejores prácticas en áreas de interés común, tales como la transición energética justa, el acceso universal a la energía, la eficiencia energética, la descarbonización, digitalización, movilidad eléctrica y generación distribuida; al igual que para colaborar en materias de transporte marítimo y logística, y desarrollo de tecnologías e investigación aplicadas a nuevos mercados energéticos.

Otro de los objetivos es identificar oportunidades de inversión, incentivos económicos y medidas para la creación y consolidación de la cadena de valor del hidrógeno verde y derivados, especialmente en infraestructuras, transporte y regulación. También se busca implementar el enfoque de género en actividades asociadas a energía sostenible.

Estos memorandos de entendimiento y cooperación entraron en vigor a partir de la firma y notificaciones correspondientes, y tendrán un plazo de vigencia de dos años calendario, prorrogables de forma automática por otro período de igual vigencia.

Por otro lado, durante la misión oficial a la 6a reunión ministerial de la Alianza ECPA, la Secretaria de Energía participó en el Diálogo para avanzar políticas energéticas justas e inclusivas en las Américas, evento convocado por LATAM.

Durante el panel de las iniciativas de energías renovables para América Latina y El Caribe, se planteó la importancia de construir un sector electro-resiliente al cambio climático mientras se descarboniza su operación.

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Solarpack nombra nuevo CEO en Latinoamérica para acelerar su plan de crecimiento

Solarpack Corporación Tecnológica S.A.U. (“Solarpack”), compañía global de energías renovables basada en España, ha anunciado el nombramiento de José Luis García Pérez como nuevo CEO de su unidad de negocio en Latinoamérica con el objetivo de acelerar el crecimiento de sus operaciones en la región, donde Solarpack tiene presencia en Chile, Perú, Ecuador y Colombia.

José Luis García Pérez cuenta con más de 20 años de experiencia en el sector de las renovables y ejercía como Chief Development & Construction Officer de Solarpack desde 2022.

Con su nombramiento, Solarpack pretende reforzar su posición en un mercado estratégico para la firma, que cuenta con una cartera de proyectos solares, eólicos y de almacenamiento de energía de 5,5 GW entre Colombia, Perú, Chile y Ecuador, con 889 MW contratados y, de ellos, 621 MW en operación o construcción.

Este nombramiento se enmarca dentro de la política de Solarpack de construir una estructura organizativa con un enfoque local en cada una de las regiones en las que opera con el objetivo de añadir valor a los empleados, proveedores, comunidades, inversores y otros grupos de interés, al mismo tiempo que se benefician de las capacidades de apoyo de una empresa mundial de energías renovables.

José Luis García Pérez señaló: “Es un honor dirigir Solarpack en el dinámico y estratégico mercado de las energías renovables en Latinoamérica. Mi objetivo es consolidar la presencia de Solarpack y liderar el desarrollo de ambiciosos proyectos multitecnológicos que contribuyan a impulsar los objetivos renovables en las distintas naciones en las que operamos y construir un futuro más verde”.

La actividad de Solarpack en Latinoamérica comenzó en 2010 y cuenta con más de 700 empleados a nivel global. Su compromiso con la sostenibilidad ha sido reconocido, siendo calificada como la utility más sostenible del mundo según el índice Sustainalytics ESG Risk Rating en 2023.

Leo Moreno, CEO global de Solarpack, comentó: “La visión estratégica de José Luis García se alinea con nuestro plan de desarrollo y crecimiento en Latinoamérica, que históricamente ha sido una región clave para la firma. Su experiencia y conocimiento del mercado local nos permite orientar nuestra estrategia hacia una mayor atención a las demandas de los clientes y continuar siendo pionera en el impulso de soluciones de energía renovable en todo el mundo, teniendo un impacto duradero en nuestro viaje hacia un futuro sostenible, resistente y asequible”.

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Milei y China: Se frenó la construcción de las hidroeléctricas en Santa Cruz

Por Santiago Magrone

La UTE Represas Patagonia, que integran las empresas Gezhouba (China), y las locales Eling Energía, e Hidrocuyo, comunicó que se han frenado las obras de construcción de las dos centrales hidroeléctricas sobre el Río Santa Cruz -denominadas Néstor Kirchner y Jorge Cepernic- por “la falta de resolución de temas contractuales pendientes” por parte del gobierno nacional (temas precedentes a las nuevas autoridades de la estatal ENARSA).

“La resolución de los procesos contractuales pendientes, junto al nuevo programa de ejecución de obra viable -ya elaborado en conjunto con el comitente Energía Argentina-, permitirá continuar con la planificación exhaustiva de las actividades en obra”, señaló la UTE.

Pero nada parece indicar que la situación tienda a normalizarse, en un contexto de marcado desinterés de la Administración Milei por preservar relaciones políticas y económicas con China, argumentando diferencias ideológicas.

Represas Patagonia describió que, “desde Noviembre del 2023 se pausaron las actividades principales de obra por la falta de fondos destinados a la construcción, incluso a pesar de los continuos aportes extraordinarios otorgados por la UTE, especialmente de la casa matriz de China Gezohuba Group Company Limited”.

“En este contexto, que excede a la UTE y lamentando mucho la situación, se prescinde momentáneamente de parte del personal vinculado al proyecto. Mantendremos una dotación en las obras con mínima actividad para garantizar su continuidad”, puntualizó la UTE.

Así las cosas, Ingenieros y técnicos de Gezohuba a cargo de las obras en Santa Cruz se fueron de Argentina, en tanto que 1.800 trabajadores de la UTE, sobre un plantel total de 2.700, fueron despedidos en las últimas semanas.

Licitados y adjudicados los proyectos de las dos centrales en 2013, las obras arrancaron en 2014, demandaban una inversión total del orden de los 4.700 millones de dólares, y contarían con financiación de bancos de China.

Ya en 2016, durante la gestión presidencial de Mauricio Macri, tales proyectos se vieron cuestionados y ralentizados por ése gobierno. Hubo una modificación técnica de uno de ellos (Condor Cliff, aguas arriba) reduciendo el número de sus turbinas generadoras, y se firmó una primera Adenda al contrato original e incluso se reformuló la composición accionaria original en la UTE (en detrimento de Electroingeniería).

Con nuevos desembolsos desde China, se retomaron los trabajos, que continuaron durante la gestión de Alberto Fernandez, período en el cual también debieron encararse tratativas para una reformulación del crédito chino en curso. A la fecha, los desembolsos del crédito suman 1.850 millones de dólares.

En el arranque de las obras se estimó que las centrales estarían operativas en 2021. También afectadas por el período de la Pandemia, hoy el grado de avance de las obras se estima en el 25 % para Condor Cliff (Néstor Kirchner) que esta proyectada para contener 5 turbinas tipo Francis, con una potencia instalada de 950 MW, y del 40 por ciento en el caso de La Barrancosa (Jorge Cepernic, aguas abajo) que estará equipada con 3 turbinas tipo Kaplan y una potencia instalada de 360 MW.

Ahora, desde la UTE se describió que “el Estado nacional está cumplimentando las condiciones subsecuentes de la enmienda del crédito, necesarias para la continuidad de los desembolsos”.

“Resueltas estas situaciones se podrá comenzar a recuperar los puestos de trabajo, sumar nuevos y aumentar las actividades, acorde al programa de trabajo consensuado por las partes”. “Las proyecciones nos indican que para los próximos años habremos creado miles de nuevos puestos de trabajo en el proyecto hasta su finalización”.

Y desde la UTE se indicó ahora que “Seguimos trabajando con ENARSA y en comunicación con los gremios que agrupan los trabajadores, para resolver las dificultades, y recuperar de forma paulatina el ritmo de actividades. Entre todos vamos a alcanzar el objetivo común de concretar una obra tan importante para el futuro energético del país”.

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“Llame antes de excavar” la campaña de seguridad de Naturgy

Excavar sin conocer la ubicación de la red de gas subterránea es peligroso y puede provocar accidentes evitables.

Naturgy renueva anualmente su campaña “Llame antes de excavar” con el objetivo de brindar mayor seguridad y evitar accidentes cuando terceros realizan obras en la vía pública. La campaña abarca los 30 municipios del norte y el oeste del conurbano bonaerense donde la distribuidora brinda su servicio de gas natural por redes.

La acción tiene por finalidad concientizar a todas las empresas que van a realizar movimientos de suelo en la vía pública, sobre la necesidad de tener toda la información específica con la ubicación de las redes de gas, para preservar el estado de las mismas; como así también la continuidad normal del suministro y la seguridad de las personas y bienes.

Plan de prevención de daños

Previo al inicio de cualquier obra que requiera efectuar actividades de excavación en la vía pública y para facilitar el trabajo de los constructores o contratistas, es obligatorio sin excepción requerir los planos a la empresa distribuidora para la localización de la red de gas, y así prevenir cualquier tipo de riesgo o daño de la misma.

Para esto, Naturgy cuenta con un Plan de Prevención de Daños, el cual contempla la entrega de documentación sobre la existencia de las instalaciones de gas, asesoramiento en obra y un manual explicativo con recomendaciones sobre cómo realizar trabajos de movimientos de suelos en forma segura.  Este manual está disponible en la web de la empresa (Apartado Prevención de Daños – https://www.naturgy.com.ar/prevencion-de-danos/ ).

Naturgy solicita además todas las empresas que realicen trabajos en los municipios, tanto con maquinaria liviana como pesada, que antes de comenzar los trabajos realicen un relevamiento o cateo manual para verificar los lineamientos del plano entregado.

¿Dónde realizar las consultas?

Naturgy dispone de una línea telefónica gratuita 0800-888-1137 y un correo electrónico prevenciondedanos@naturgy.com.ar a dónde deberán dirigirse las consultas para poder interiorizarse sobre la ubicación de redes subterráneas en el terreno elegido, para así evitar roturas que pongan en riesgo la salud de los trabajadores actuantes y de los vecinos aledaños, como así también de las viviendas y bienes.

Acerca de Naturgy

Desde el año 1992, Naturgy BAN S.A. brinda su servicio de distribución de gas natural por redes, en 30 municipios de la zona norte y oeste del conurbano bonaerense, zonas que abastecen la mayor área industrial del país. Es la segunda distribuidora de gas de la Argentina por volumen de ventas, con más de 1.630.000 clientes residenciales, 47.515 comerciales y 1.219 industrias, 394 estaciones de GNC y 3 subdistribuidoras. La extensión de las redes de gas natural asciende a 27.389 kilómetros.

Para más información, llamar al 0810-333-46226 o visite www.naturgy.com.ar

También podés seguirnos en:

Facebook: https://www.facebook.com/NaturgyArgentina/

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Aconcagua Energía registró un incremento del 198% en su producción de petróleo en 2023

La empresa Aconcagua Energía, sexta productora de hidrocarburos líquidos de la Argentina, informó que obtuvo un incremento del 198% en su producción de petróleo y del 1.513% en gas, durante 2023 en. La producción total promedio de hidrocarburos durante el año pasado alcanzó los 11.404 barriles equivalentes por día, llegando a diciembre 2023 una producción de 12.898 barriles equivalentes por día. Además, durante el cuarto trimestre de 2023 la compañía logró un EBITDA ajustado de U$S 14,3 millones (ARS 6.388 millones), lo que representa un incremento de 10,9 veces respecto del mismo período 2022. En tanto la compañía alcanzó un EBITDA anual ajustado de U$S 46,5 millones (ARS 13.737 millones) durante el ejercicio 2023; es decir, un incremento de 8,4 veces respecto a 2022.

Por otra parte, las ventas del Q4 de 2023 ascendieron a U$S 34,5 millones (ARS 15.418 millones) resultando 8,1 veces superiores a las ventas del mismo período en 2022. Mientras que las ventas acumuladas a diciembre 2023 ascendieron a U$S 132,1 millones (ARS 39.012 millones), 6,6 veces superiores a las ventas del mismo período del 2022.

Estos datos surgen de la presentación realizada por los ex ejecutivos de YPF y fundadores de Aconcagua Energía, Diego S. Trabucco y Javier A. Basso, ante la Comisión Nacional de Valores (CNV). Allí también se destacan las mejoras en la calificación crediticia que realizaron las agencias Fix SCR y Moody’s Argentina como consecuencia del crecimiento sostenido (cambio de escala) y la solidez de su Modelo de Negocio como compañía de energía integrada.

Desde que inició sus operaciones en 2016, Aconcagua Energía ha demostrado un crecimiento armónico y sostenido, en producción de petróleo y gas, reservas, generación de energía, ventas e ingresos. Asimismo, la compañía ha mejorado permanentemente su participación en el mercado interno y externo, diversificando sus clientes, e integrando servicios claves para una mejor gestión de costos. En este proceso, la empresa sumó nuevos colaboradores a su staff profesional, que le permiten maximizar su EBITDA ajustado, tal como expresó en sus resultados para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2023.

Ejercicio 2023 vs. ejercicio 2022

La compañía registró un aumento en las ventas de hidrocarburos líquidos puesto que en el mercado interno obtuvo un incremento del 128%. A su vez, logró una suba del 733% en sus exportaciones de petróleo.

Asimismo, los ingresos por ventas de la compañía tuvieron un crecimiento del 561% por la mejora de las áreas de Mendoza y Río Negro, y la incorporación de producción de las áreas convencionales adquiridas a VISTA Energy.

Desde la firma precisaron que hubo una mejora continua en la eficiencia de costos gracias al modelo integrado que poseen que les permitió tener durante el año pasado un lifting cost de 22,2 usd/boe, un -3% respecto al 2022 (22,9 usd/boe), a pesar del handover de las áreas adquiridas a VISTA Energy. El nivel de apalancamiento Deuda/EBITDA ajustado fue de 2,3x.

Inversiones

Respecto a las inversiones, Aconcagua Energía desembolsó, junto a sus socios, U$S 119 millones en actividades que incluyeron infraestructura, workovers y perforación de pozos. Lo que representó un incremento de +678% respecto a las realizadas en el 2022, un 63% superior a los U$S 73 millones planificados. “Desafió su plan de inversión, adelantando actividad planificada y superando el plan de trabajo inicial”, destacaron desde la firma.

Para desarrollar este nuevo objetivo, la empresa energética consolidó una flota de nueve equipos de torre, incluyendo flush by, pulling, workover (+1 equipo vs Q2), y un equipo de perforación, el A-301.

Estos equipos están trabajando actualmente en las siguientes zonas: seis equipos flushby/pulling/workover y un equipo de perforación dedicado en la cuenca neuquina (Rio Negro, Neuquén y Sur de Mendoza), y dos equipos de pulling/workover en la cuenca cuyana (Norte de Mendoza).

Cabe destacar que, como consecuencia del acuerdo alcanzado con VISTA Energy, Aconcagua Energía incorporó durante 2023 más de 300 colaboradores lo que representa un crecimiento interanual en recursos humanos y know how en más del 100%.

Además, durante el 2023, Aconcagua también estableció alianzas con diferentes organizaciones e instituciones académicas y sociales en post de llevar adelante programas de formación y fortalecimiento educativo, social y deportivo en las tres provincias donde opera.

En base a estos resultados desde la compañía destacaron: “Aconcagua Energía continúa haciendo historia, además de incrementar su participación en el sector de hidrocarburos, también avanza en generación de energía eléctrica mediante la construcción de los dos parques solares en la provincia de Mendoza, más la generación térmica e hidroeléctrica tras la reciente incorporación de los activos de Orazul Argentina”.

, Redaccion EconoJournal

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El gobierno retiró el capítulo de biocombustibles de la nueva Ley Bases

El gobierno difundió entre los gobernadores y legisladores la nueva versión de la Ley de Bases y Punto de Partida para la Libertad de los Argentinos, cuya versión anterior había sido rechazada en el Congreso. Una de las novedades en materia energética es que el Poder Ejecutivo retiró la Sección IV de Biocombustibles, que establecía modificaciones a la Ley 27.640 que regula al sector.

Fuentes de una provincia productora de bios señalaron a este medio que “el apartado para biodiesel y bioetanol no está en la nueva versión. Entendemos que (el gobierno) va a esperar el texto de las provincias”. La última versión de la Ley Bases es más acotada que la original (contiene 177 páginas y 268 artículos). Al quedar afuera por decisión del gobierno, la nueva normativa para el biodiesel y bioetanol, que se mezclan por ley con el gasoil y las naftas, respectivamente, podría tratarse a partir del proyecto que impulsan seis provincias productoras, tal como publicó EconoJournal.

Los gobernadores Maximiliano Pullaro de Santa Fe, Martín Llaryora de Córdoba, Rogelio Frigerio de Entre Ríos, Osvaldo Jaldo de Tucumán, Gustavo Sáenz de Salta y Carlos Sadir de Jujuy impulsan un proyecto de ley que planean presentarlo en la reunión del Pacto de Mayo, la convocatoria a los gobernadores que impulsa Javier Milei.

El texto lo está impulsando, sobre todo, Santa Fe, pero está bajo el paraguas de la Liga Bioenergética de Provincias Argentinas. De todos modos, los gobiernos de Buenos Aires, San Luis y La Pampa, donde hay plantas de biodiesel, no apoyan la iniciativa. Los tres mandatarios entienden que excluyen a las pymes de biodiesel que están alejadas de Santa Fe y que en las licitaciones se verían perjudicadas porque tienen costos de fletes más elevados para transportar la materia prima (aceite de soja) desde Rosario hacia sus instalaciones.

Proyectos de las provincias

El proyecto de las seis provincias plantea una desregulación del sector y el ingreso de los grandes jugadores del agro al mercado local como Cargill, Bunge, Dreyfus, AGD y Cofco, entre otras, que según la Ley 27.640 sólo les permite exportar.

En los hechos, la iniciativa propone licitaciones privadas como mecanismo de abastecimiento del mercado local, hoy regulado por cupos y precios desde la Secretaría de Energía. El proyecto también plantea la postergación para producir bios para las refinadoras de hidrocarburos como YPF, Raízen, Axion Energy, Puma y productores de crudo que evalúan desembarcar en el negocio.

Recién las habilitaría cuando el porcentaje de mezcla con las naftas (hoy en 12%) sea superior al 18% en el caso del bioetanol y 15% en biodiesel con gasoil (hoy 7,5%), algo que en varias refinerías ven muy lejano, ya que en la Ley Ómnibus estaba previsto que se llegue a estos porcentajes recién a partir de 2028.

, Roberto Bellato

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El litio en Argentina: ¿un recurso natural estratégico nacional o provincial?

El litio es uno de los tantos recursos naturales que componen la matriz energética de la Argentina. En la actualidad, su regulación normativa se encuentra prevista principalmente en la Constitución Nacional, el Código de Minería (Ley N° 24.585), la Ley de Inversiones Mineras N° 24.196 y la Ley N° 24.585, entre otras.

Sobre este recurso minero recae un dominio originario que corresponde a las provincias. Cabe destacar que, en materia minera, y a diferencia de lo que ocurre con otros recursos naturales como por ejemplo los hidrocarburíferos, el dominio originario de las provincias sobre los recursos mineros no encuentra su fundamento primario en el artículo 124 de la Constitución Nacional, el cual establece que “corresponde a las provincias el dominio originario de los recursos naturales existentes en su territorio”, ya que su génesis se remonta al derecho hispano.

Dominio minero

La primera disposición sobre el dominio minero en Hispanoamérica fue la contenida en la Ley 47 del Ordenamiento de Alcalá en 1348, donde se dispuso el señorío de la Corona Real Española sobre las minas y no se le permitió a nadie explotarlas sin contar con un mandato real. Con posterioridad, se dictaron diversas normas como por ejemplo las Ordenanzas Reales de Castilla del año 1487, las Ordenanzas del Nuevo Cuaderno de Felipe II del año 1584 y la Recopilación de Indias del año 1680 entre otras, donde se reafirmaba el regalismo de la Corona Real Española sobre las minas existentes en los territorios hispanos de América.

Luego de la independencia de los pueblos de América del Sur del Reino de España, los territorios hispanos, que luego de la Revolución de 1810 conformarían las Provincias Unidas del Rio de la Plata, incorporaron en sus legislaciones las Ordenanzas de Minas de Nueva España y México del año 1783, donde se establecía el dominio absoluto regalista de la Corona Real Española sobre las minas de dichos territorios. A su vez, facultaban a todos los habitantes del reino (sin distinción de nacionalidad) a efectuar descubrimientos de minas y poseerlas en propiedad pudiendo disponer de ellas bajo la condición del pago de un canon al rey y el compromiso de continuar explotándolas. Estas Ordenanzas de Nueva España y México que consagraban la plena jurisdicción del rey sobre los yacimientos de minas (principio regalista) se fundaban en las Ordenanzas de Toledo del año 1574 dirigidas a la explotación minera de Potosí.

Lucas Panno

Estas normas rigieron en el territorio argentino hasta el año 1813 cuando se estableció el denominado Reglamento de Mayo que no modificó tal sistema regalista minero, pero sí lo adaptó a las características geológicas, sociales y políticas del territorio del Río de La Plata. Posteriormente y a partir de la manda Constitucional del año 1853, se sancionó en el año 1886 el mencionado Código de Minería (Legislación de Fondo) cuyas disposiciones rigen en la actualidad en todo el territorio argentino. Su artículo 7° establece que las minas son bienes privados de la Nación o de las Provincias, según el territorio en que se encuentren. Esta circunstancia de entregar el dominio originario a la Nación o a las provincias según corresponda no es otra cosa que una consecuencia de la aplicación estricta del principio de organización federal del territorio.

Así, el mencionado artículo 124 de la Constitución Nacional (Conforme la Reforma Constitucional del año 1994) no hace otra cosa en materia minera que replicar una situación originada con anterioridad.

En función de ello, el origen, devenir histórico y regulación específica (Código de Fondo) de la propia actividad generan que la actividad minera cuente con un arraigo provincial profundo y originario, previo al de otros recursos naturales como por ejemplo los hidrocarburíferos. Hoy en día las provincias cuentan con el manejo de las concesiones mineras y ejercen el control ambiental sobre los yacimientos mineros (zona de reserva provincial).

Litio

Ahora bien, en el territorio argentino los recursos de litio se encuentran concentrados principalmente en territorio de la Puna, en el llamado “triángulo del litio”, conformado por Argentina, Bolivia y Chile. Según estudios realizados a nivel mundial, más del 50% de estos recursos se encuentran en ese territorio. En la actualidad, existen diversos proyectos mineros para su explotación que se encuentran en distintos grados de avance y que posicionan al país como mega productor de litio. En función de ello, este recurso que cuenta con un gran desarrollo potencial y de crecimiento productivo en la región debería ser considerado como “estratégico”.

Sin embargo, el significado acerca de qué se entiende por recurso “estratégico” aún no ha sido definido en el plexo normativo argentino. Solamente se evidencian algunos casos provinciales como por ejemplo Jujuy (año 2011) y La Rioja (año 2023), donde se ha establecido que todos aquellos yacimientos que contengan litio en sus territorios serán considerados como recursos naturales estratégicos.

En los últimos años ha crecido el interés por parte del Estado Nacional en ampliar su campo de control sobre el litio, ya que su explotación significaría a futuro un potencial capaz de generar ingreso de divisas que ayuden a mejorar la balanza comercial de Argentina.

A ello se le suma el interés extranjero por venir a explotar el litio argentino que crece actualmente. Diversos países como por ejemplo los europeos que ya se encuentran activamente en cumplimiento de sus metas de descarbonización mediante la implementación de proyectos de energías renovables, ven a la Argentina y su potencial de litio como una oportunidad de dar un segundo paso en sus aspiraciones energéticas.

Empresa Federal de Litio Argentino

Frente a tal escenario, el Estado Nacional ve con “buenos ojos” la llegada de estos nuevos actores y comienza a proyectar la implementación de medidas que le permitan ampliar su zona de control estratégico y explotación sobre los recursos de litio en territorios de dominio provincial. Así, surge la reciente propuesta por parte del Estado Nacional en crear una Empresa Federal de Litio Argentino con la participación de las provincias productoras del recurso y con la finalidad de definir una estrategia nacional de explotación productiva.

Dicha medida que a priori parecería buscar replicar lo que ocurre en el sector hidrocarburífero con la presencia de Yacimientos Petrolíferos Fiscales (YPF) y en países como Bolivia y Chile que ya cuentan con sus propias empresas estatales de litio como lo son respectivamente Yacimientos Litio Bolivianos (YTB) y Empresa Nacional de Minería (ENAMI), se topa con diversos aspectos que podrían dificultar su implementación. En primer lugar, la Nación pasaría a ser socia de las provincias mineras en una compañía (a priori privada) lo cual se considera resultaría de dificultosa concreción. En segundo lugar, implicaría que las provincias cedan la potestad del manejo, control y parte del porcentaje de participación sobre sus recursos mineros que hoy mantienen incólumes, desconociendo una eventual y no certera retribución económica. Ya de por sí, hoy en día el porcentaje de regalías en boca de mina arroja ingresos bajos para estas.

Por estas cuestiones, se considera que es difícil que las provincias mineras acepten integrarse a una compañía nacional (símil YPF). Sin embargo, podría pensarse en motorizar regionalmente el sector minero aspirando a la celebración de un acuerdo entre provincias mineras para negociar mejores condiciones. También, podría aspirarse a la creación de una suerte de Organización Federal de los Estados Productores de litio como ocurre en el sector hidrocarburífero. Ello generaría un espacio entre las provincias productoras de litio y el Estado Nacional que permitiría un mejor diseño de la política minera del país, ello como una política de estado uniforme.

Estas medidas propuestas cumplirían con la manda constitucional de regionalismo integrador (Estado Nacional soberano y Provincias autónomas) introducida por la Reforma Constitucional del año 1994 al mencionado artículo 124, en el sentido de que: “Las provincias podrán crear regiones para el desarrollo económico y social y establecer órganos con facultades para el cumplimiento de sus fines y podrán también celebrar convenios internacionales en tanto no sean incompatibles con la política exterior de la Nación y no afecten las facultades delegadas al Gobierno federal o el crédito público de la Nación; con conocimiento del Congreso Nacional…”. Por su parte, la consolidación regional de las provincias productoras mineras generaría un escenario de protección y resguardo del recurso minero (litio).

Sin perjuicio de lo anterior, cabe destacar que hoy en día existe un instituto del estilo denominado Consejo Federal de Minería (COFEMIN) que es un organismo integrado por las provincias y el Estado Nacional, cuya misión principal es participar activamente en el diseño, ejecución y seguimiento de la política minera nacional.

En razón de lo expuesto, actualmente en la Argentina comienza a gestarse con mayor fuerza una puja entre el Estado Nacional y las provincias en torno al control del litio, dada su condición de recurso “estratégico”, cuyo significado aún no se encuentra definido normativamente.

Por un lado, la Nación intenta avanzar con la toma de medidas que buscan traer a la órbita nacional la explotación de litio. Frente a esas medidas, las provincias ofrecen resistencia en función de su dominio originario y fuerte arraigo socio económico provincial con dicha actividad.

Esta puja genera un escenario de “desorden” entre Estado Nacional y las provincias mineras y trae como consecuencia la desprotección del recurso minero argentino y la correspondiente falta de seguridad jurídica, ello de cara a las necesarias inversiones extranjeras. Por su parte, entra en colisión con el Federalismo de coordinación, complementación y cooperación establecido por dicha Carta Magna y refrendado en numerosos fallos judiciales por la Corte Suprema de Justicia de la Nación.

, Lucas Panno

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La exploración petrolera en Mar del Plata avanza; la producción inicial podría costar 4.000 millones de USD

De acuerdo con Diego Lamacchia, el ingeniero, la fecha estimada para comenzar la producción estaría cercana al 2032. La ciudad de Mar del Plata continuaría explorando yacimientos petroleros; sin embargo, además de presentar las calificaciones legales necesarias para atraer inversores, también sería necesario evaluar la calidad de los hidrocarburos y determinar si son comercializables o no. Para hablar más sobre este tema, nuestros medios contactaron al ingeniero civil Diego Lamacchia. “A finales de abril estará llegando a Mar del Plata el barco que va a hacer la perforación del primer pozo exploratorio. Se realizará en 1.500 metros de láminas de […]

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¿Qué tipos de compañías mineras están disponibles para invertir en Mendoza?

El Gobernador Alfredo Cornejo concluyó su viaje a Canadá incorporándose a la Prospectors & Developers Association of Canada (PDAC), donde se reunió con varias empresas mineras y destacó el potencial de la minería del cobre para fortalecer el entorno productivo de la provincia. Entornado por la ministra de energía y ambiente Jimena Latorre, el director de minería Jerónimo Shantal, el gerente general de Potasio Río Colorado Emilio Guiñazú, y otros, Cornejo presentó el plan de exploración de minerales que posee Mendoza y son indispensables para la transición energética, con el fin de disminuir los fósiles y ser inlocuido por energías […]

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Al inicio del 2024, se conectaron 74 pozos en los yacimientos de Argentina

De ese total, en Vaca Muerta apenas fueron 22 pero debido a que son perforaciones más complejas y productivas. La mayoría están orientadas a la ventana del petróleo. YPF lideró la actividad en enero al conectar 34 de los 74 pozos, seguida de Pan American Energy con 22. La conexión de pozos, el paso final para empezar a bombear petróleo e inyectar gas a los sistemas de ductos, tuvo un arranque del 2024 sin grandes números pero con Vaca Muerta poniendo el foco puesto en la ventana del crudo. Un total de 74 pozos a nivel país fueron conectados, que […]

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Cordero con piel de lobo: Javier Milei analiza poner un Techint boy en Trabajo

Julio Cordero es un hombre de confianza de Paolo Rocca. Suena para reemplazar a Omar Yasín. Dos exfuncionarios de Cambiemos, en la terna de candidatos. Tras el desplazamiento de Omar Yasín de la Secretaría de Trabajo, en el gobierno de Javier Milei suena con fuerza el nombre de Julio Cordero para ocupar ese cargo clave en la relación con las centrales obreras. Si bien no es la única opción, su vínculo con Techint y la UIA pesa a la hora de analizar los candidatos. El nombramiento depende de la ministra de Capital Humano, Sandra Pettovello, quien tiene bajo su órbita […]

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El futuro de las áreas maduras de petróleo

Las empresas petroleras tienen sus planes para la entrega de pozos considerados de “baja productividad” y las provincias diseñan sus estrategias para sacarles el máximo provecho. La discusión sobre el nivel de productividad y rentabilidad de las áreas maduras no es nueva y el origen del debate se corresponde con la caída que han sufrido esos yacimientos, en materia productiva y económica. A esto se le suma los traspasos de gobiernos que hubo en diciembre y las diferentes posturas que tomaron cada mandatario con respecto al futuro de las cuencas maduras, y en gran medida a la decisión del nuevo […]

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PAE anunció la apertura de postulaciones para sus programas de nivel universitario en Chubut y Santa Cruz: cómo postularse

El beneficio educativo está destinado a estudiantes de hasta 25 años que continúen con sus carreras en la industria energética. Pan American Energy (PAE) ha lanzado la convocatoria 2024 para su programa de Becas Universitarias, enfocada en estudiantes de Chubut y Santa Cruz que sean menores de 25 años y con un buen nivel académico, en el marco de su estrategia de sustentabilidad. En un esfuerzo colaborativo con la Fundación Cimientos, el Ministerio de Educación de Chubut, la Universidad Nacional de la Patagonia San Juan Bosco (UNPSJB), el Concejo Provincial de Educación de Santa Cruz y la Universidad Nacional de […]

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Petroleras y energéticas deberán cumplir con umbrales de emisión para el 2026

El secretario de Energía manifestó la importancia para las exportaciones argentinas de contar con un mercado de derechos de emisión en funcionamiento. La Unión Europea comenzará a aplicar tarifas a las importaciones sobre la base de sus emisiones a partir de 2026. «Quienes emiten gases de efecto invernadero, sin importar a qué sector pertenezca, son los responsables de cumplir con los compromisos asumidos por el país», dijo Rodríguez Chirillo en referencia a las metas del Acuerdo de París. El gobierno quiere que exista un mercado de derechos de emisiones de gases de efecto invernadero (GEI) en funcionamiento para cuando comience […]

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Se desplomó la venta de combustibles en provincias limítrofes con Brasil y Paraguay: la caída llegó al 25% en Misiones y Formosa

Tras la suba de los precios en surtidor, la demanda de naftas se redujo en enero un 6,1% a nivel nacional. Sin embargo, en provincias linderas con países limítrofes como Misiones y Formosa, la retracción fue mucho más acentuada, lo que evidencia que las ventas en esos distritos se explicaban artificialmente por los bajos precios locales de los combustibles frente a los importes de venta en Brasil, Paraguay y Uruguay. El aumento de los precios de los combustibles registrado desde fines de noviembre a la fecha —que en total acumulan cerca de un 200%— generó una retracción en las ventas […]

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La reversión del Gasoducto Norte suma interrogantes de cara al invierno

Las obras de reversión del Gasoducto Norte tienen demoras para los plazos que tenía previstos, ya que se aplazó el concurso de precios y la licitación porque tars el recambio presidencial la administración de Javier Milei pretendía cancelar el proceso por estar dentro de la Ley de Obra Pública que finalmente bajó a su mínima expresión por el ajuste económico que viene llevando adelante.

Si bien finalmente la empresa Enarsa aprobó este sábado las propuestas técnicas de las tres empresas constructoras; la UTE Techint-Sacde; BTU y la norteamericana Pumpco, que se disputan la adjudicación del renglón 1 de la licitación para revertir el Gasoducto Norte, es un hecho que esto demorará el plazo de finalización del tramo y no estará operativo durante el invierno 2024.

De acuerdo a la información brindada por el sitio Econojournal, el plazo inicial de ingreso en operación para julio de 2024, se extenderá al menos hasta septiembre de este año.

Con este panorama, el gobierno argentino deberá llevar adelante negociaciones con Bolivia, Brasil y Chile para asegurar el suministro de gas durante los meses de mayor consumo por la temporada de invierno.

El proyecto es una obra complementaria al Gasoducto Presidente Néstor Kirchner para llevar el gas de Vaca Muerta a Córdoba, Tucumán, La Rioja, Catamarca, Santiago del Estero, Salta y Jujuy. Se destinará al abastecimiento de industrias, a la generación de energía eléctrica, la conexión de nuevos hogares y el desarrollo a escala de nuevas actividades.

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Orrego: «San Juan tiene mucho para aportar en minería y transición energética, el mundo nos observa»

El mandatario hizo un balance sobre su viaje a Canadá. Estuvo acompañado por el ministro de Minería, Juan Pablo Perea. En la jornada del martes, en Casa de Gobierno, el gobernador Marcelo Orrego brindó una conferencia de prensa para dar detalles de su viaje a Canadá en el marco de la participación de la Prospectors and Developers Association of Canada 2024 (PDAC). Respecto al balance del viaje para continuar con el posicionamiento minero de San Juan, Orrego dijo: «Ha sido muy fructífero. Hemos tenido la oportunidad de exponer en varias oportunidades ante fondos de inversores, empresarios y, por supuesto, también […]

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Crece la presión del Gobierno para que las distribuidoras paguen la energía

El gobierno nacional fijará por resolución que las distribuidoras no podrán financiarse más con Cammesa, y aumenta la tensión en la cadena de pagos del mercado eléctrico. Hoy hay otro vencimiento por pagar en el transporte y la generación de electricidad. Las empresas del sector adeudan alrededor de 380 millones de dólares.

Cammesa, la compañía controlada por el Estado, adeuda ya la mitad de los pagos de enero y la totalidad de febrero, lo que provocó reclamos de las empresas y advertencias acerca de la dificultad que atraviesan para cubrir salarios, como le sucedió a Transener.

En este contexto, la Secretaría de Energía publicará en los próximos días -según adelantó el diario La Nación- dos resoluciones para intentar regularizar una parte del mercado. Se trata de las deudas que acumulan las empresas de distribución eléctrica con Cammesa, entre las que están incluidas Edenor, Edesur, Edelap, Eden y Edes. La medida alcanzará también a empresas como Edersa.

Al 29 de diciembre pasado, las compañías le debían a Cammesa en total más de $305.650 millones (US$380 millones).

El Gobierno fijará por resolución que las distribuidoras no podrán financiarse más con Cammesa, una práctica común de los últimos años debido a los congelamientos tarifarios. Sucede que, como a las distribuidoras no les alcanzaban los ingresos para cubrir sus costos, se quedaban con parte de la recaudación de tarifas que le correspondía a la compañía controlada por el Estado.

Pese a que las empresas generadoras y transportistas le enviaron una carta al ministro de Economía, Luis Caputo, en el que advirtieron por el “serio riesgo del normal abastecimiento de electricidad”, en el Gobierno se mantienen firmes en su decisión de que “no hay plata”.

Señalan que el primer trimestre del año fue especial y que a partir de abril se regularizarán los pagos cuando empiecen a impactar en su totalidad los aumentos tarifarios.

En el acumulado del año, el Tesoro transfirió a Cammesa $140.000 millones, cuando la compañía había solicitado $884.043 millones solo en febrero para el cumplimiento de sus obligaciones mensuales. Se calcula que Cammesa les debe a las empresas del sector alrededor de $1 billón. En los próximos días se espera que el Gobierno convoque a las generadoras y transportistas para empezar a negociar cómo financiar el stock de deuda acumulada.

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Santa Cruz: despiden a 1.800 trabajadores en la represas por falta de financiamiento para continuar las obras

La UTE Represas Patagonia, a cargo de la construcción de las represas “ Néstor Kirchner” y “Jorge Cépernic” sobre el río Santa Cruz, anunció que prescindirá de parte del personal de la obra debido a falta de fondos para continuar el proyecto y, ante esta decisión, 1800 personas fueron despedidas.

Según informaron a través de un comunicado, tanto la UTE y el comitente Energía Argentina S.A. “se encuentran abocadas al tratamiento y resolución de temas contractuales pendientes (precedentes a las nuevas autoridades de ENARSA) para la continuidad de las obras de construcción de las represas sobre el río Santa Cruz”.

pic.twitter.com/qpGYCD75aY

— Represas Patagonia (@patagoniarep) March 13, 2024

“La resolución de los procesos contractuales pendientes, junto a al nuevo programa de ejecución de obra viable -ya elaborado en conjunto con el comitente-, permitirá continuar con la planificación exhaustiva de las actividades en obra”, agregaron.

“El Estado nacional está cumplimentando las condiciones subsecuentes de la enmienda del crédito necesarias para la continuidad de los desembolsos. Resuletas estas situaciones, podrá comenzar a recuperar los puestos de trabajo, sumar nuevos y aumentar las actividades, acorde al programa de trabajo consensuado por las partes”, indicaron.

“Seguimos trabajando en comunicación con Enarsa y en comunicación con los gremios que agrupan a los trabajadores para resolver las dificultades, y recuperar de forma paulatina el ritmo de las actividades. Entre todos vamos a alcanzar el objetivo común de concretar una obra tan importante para el futuro energético del país”, concluyeron.

La obra más grande de la Argentina se mantiene paralizada desde noviembre por la falta de financiamiento de los bancos de la República Popular China, que debían desembolsar 500 millones de dólares correspondientes a la nueva adenda del contrato para la construcción de las represas Jorge Cepernic y Néstor Kirchner.

El mega proyecto – entre las dos centrales suman una potencia instalada de 1.310 MW – aportará casi un 12% de hidroenergía extra en el país.

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Gasoducto Norte: un nuevo competidor entra en escena y quiere quedarse con la obra

La reversión del Gasoducto Norte, la obra energética clave que se iniciará en la Argentina este año, tiene un protagonista inesperado.

La empresa BTU presentó la oferta más económicas para ganar la licitación de un tramo de la reversión del gasoducto, superando a la sociedad Techint-Sacde y a la internacional Pumpco, cuyo fundador es el propietario del club Inter Miami, donde juega Lionel Messi.

Tras varias demoras, finalmente la estatal Energía Argentina (Enarsa) abrió los sobres económicos para licitar el último tramo que falta para avanzar con la reversión del Gasoducto Norte.

Se trata de una obra que cambiará el sentido del flujo de gas y permitirá reemplazar las importaciones de Bolivia por la producción de Vaca Muerta. 

En forma inesperada, la firma BTU presentó las ofertas más económicas, superando a la sociedad Techint-Sacde y a la internacional Pumpco.

La adjudicación de esta obra estaba prevista para noviembre del año pasado, pero luego de la victoria electoral de Javier Milei, la anterior gestión frenó el proceso para que quede en manos de sus sucesores.

Al asumir el actual presidente de Enarsa, Juan Carlos Doncel Jones, se decidió volver a licitar el tramo, ya que todas las ofertas que se habían presentado en la primera licitación se habían excedido del presupuesto económico.

Mientras tanto, se avanzó con la adjudicación de los otros dos tramos de la obra a la unión transitoria de empresas (UTE) Techint y Sacde, la constructora de Marcelo Mindlin.

Al volverse a licitar el primer tramo como si fuera un nuevo proceso independiente del anterior, se habilitó que Techint y Sacde pueden participar, ya que si se regía bajo las reglas de la primera licitación, ninguna empresa podría quedarse con los tres tramos de la obra. Por lo tanto, hubiera quedado descartada.

Pumpco, por su parte, también fue beneficiada con la decisión de licitar de nuevo el primer tramo, ya que en el proceso previo había quedado descalificada por cuestiones técnicas por la gestión anterior.

Pese a que tanto Techint-Sacde como Pumpco tenían una nueva oportunidad, finalmente la empresa que presentó la menor oferta fue BTU, la constructora de la familia Mundin, que ya participó en la construcción de un tramo del gasoducto Néstor Kirchner (GPNK).

BTU hizo ofertas por $74.300 millones y $83.541 millones para los dos renglones que componen este tramo de la obra; mientras que la UTE ofertó $86.768 millones y $138.221 millones, y Pumpco, $88.291 millones y $133.823 millones.

Las ofertas económicas ahora serán analizadas por la Comisión Evaluadora de Enarsa y se espera que el lunes se haga la adjudicación. 

Para el financiamiento de la obra, la empresa estatal cuenta con un crédito de US$540 millones del Banco de Desarrollo para América Latina y el Caribe (CAF). 

El total del proyecto costaría US$740 millones, de los cuales el Estado ya financió alrededor de US$100 millones a través de la compra de los caños a Tenaris, del grupo Techint, que fue adjudicada mediante una licitación.

Enarsa explicó que el renglón uno consiste en la construcción de 22 km del gasoducto de Integración Federal Tío Pujio-La Carlota, con caños de 36 pulgadas de diámetro, mientras que el renglón dos está compuesto por el tendido de dos loops (ampliaciones) paralelos al Gasoducto Norte de 62 km de extensión, con cañerías de 30 pulgadas de diámetro.

El proyecto se completa con otros 100 km del Gasoducto de Integración Federal, que ya está en construcción, y la reversión de cuatro plantas compresoras, dos ubicadas en Córdoba y las otras dos en Santiago del Estero y Salta, dijeron en la empresa estatal.

“La reversión del Gasoducto Norte, obra complementaria al GPNK, permitirá llevar el gas de Vaca Muerta a hogares e industrias de Córdoba, Tucumán, La Rioja, Catamarca, Santiago del Estero, Salta y Jujuy, y el desarrollo a escala de nuevas actividades industriales, especialmente la minería de litio”, dijo la empresa.

Si bien se esperaba que esta obra esté lista para el invierno, debido a los retrasos en la licitación, en el sector no creen que se llegue a tiempo para la época de mayor demanda de gas.

Durante el invierno, en el norte argentino se consumen entre 18 y 20 millones de m3/d. Actualmente, con los barcos que se importan de gas natural licuado (GNL) y que ingresan al puerto de Escobar se transportan al norte del país 10 millones de m3/d, mientras que en las cuencas del norte se producen otros 3 millones de m3/d.

Según la estimación de demanda y precios del gas natural que publicó la Secretaría de Energía en la última audiencia pública, se espera que en el invierno se importe de Bolivia 4,5 millones de m3/d, a un valor de US$11,40 millón de BTU (medida que se utiliza en el sector).

En tanto, en julio se prevé importar 11,5 millones de GNL a un valor de US$13 el millón de BTU. El precio del gas promedio de Vaca Muerta para el invierno, por su parte, cuesta US$4,5 y aporta 55 millones de m3/d.

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Ucrania destruyó una refinería rusa

Ucrania atacó este martes objetivos en Rusia con docenas de drones y cohetes que infligieron graves daños a una importante refinería de petróleo y buscó perforar las fronteras terrestres de la mayor potencia nuclear del mundo con representantes armados.

Rusia informó que representantes ucranianos habían intentado cruzar la frontera rusa en al menos siete ataques que las fuerzas rusas habían repelido

Los representantes ucranianos de habla rusa revelaron que habían traspasado la frontera, afirmación negada por Rusia.

A dos años del conflicto entre Rusia y Ucrania, este martes un ataque con drones ucranianos provocó un incendio en una importante refinería considerada la segunda de mayor exportación de petróleo del mundo en la ciudad rusa de Nizhni Nóvgorod, informó el gobernador de la… pic.twitter.com/XrwCMjOkFf

— Noticias RNN (@NoticiasRNN) March 12, 2024

Moscú reportó que derribó 25 drones ucranianos en regiones como Moscú, Leningrado, Belgorod, Kursk, Bryansk, Tula y Oryol. 

“Una instalación de un complejo de combustible y energía fue atacada por vehículos aéreos no tripulados”, escribió Gleb Nikitin, gobernador de la región de Nizhni Nóvgorod, en Telegram.

Fuentes de la industria dijeron a la agencia de noticias Reuters bajo condición de anonimato que la principal unidad de destilación de crudo (AVT-6) en NORSI resultó dañada en el ataque, lo que significa que al menos la mitad de la producción de la refinería está detenida. Lukoil declinó deslizar comentarios.

“Formaciones terroristas ucranianas, apoyadas por tanques y vehículos blindados de combate, intentaron invadir el territorio de la Federación Rusa simultáneamente”, informó el Ministerio de Defensa, acerca de otro incidente bélico de las últimas horas.

La agencia de noticias TASS citó al Servicio Federal de Seguridad (FSB) diciendo que las fuerzas rusas habían matado a 100 personas y destruido múltiples vehículos blindados al combatir intentos de incursiones.

Por último, las fuerzas rusas tomaron el control de la localidad de Nevelske, en la región ucraniana de Donetsk, según informó el Ministerio de Defensa ruso, citado por la agencia de noticias RIA.

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YPF se convirtió en la principal vendedora de café del país

YPF FULL se destacó como la principal vendedora de café del país. Las tiendas YPF Full batieron un nuevo récord de venta de café durante el 2023 con más de 34 millones de unidades, es decir, un promedio mensual de 2.800.000 cafés, o más de 90.000 cafés por día. La empresa cuenta con 950 tiendas en todo el país y proyecta superar las 1000 tiendas en 2024.

Desde la compañía aseveraron: “FULL es la tienda de conveniencia de YPF que se volvió la preferida por los consumidores argentinos. Está en todo el país, con espacios renovados que invitan a quedarse, y donde se puede disfrutar de una amplia variedad de productos y servicios de calidad, innovadores y sustentables”.

YPF y la experiencia del café

YPF desarrollo un café especial para que puedan disfrutar sus clientes en las tiendas Full de todo el país. Según precisaron, se caracteriza por tener un rico sabor, aromático, equilibrado y con una acidez muy agradable. De intensidad media, y tostados al natural.

Las numerosas capacitaciones que la compañía realiza regularmente en todo el país son un pilar fundamental para fortalecer las técnicas de elaboración del café y seguir manteniendo y mejorando la calidad del producto. A su vez, la marca realiza una competencia anual que busca premiar e incentivar a los mejores baristas Full del país, indicaron desde la firma.

Asimismo, Full cuenta con un nuevo concepto en cafetería premium “Experiencia Barista”, que ofrece una propuesta diferente y superadora. Hoy la experiencia se puede disfrutar en 70 tiendas y se proyecta sumar 30 tiendas para este año.

En julio 2023 lanzó su café molido marca FULL, 100% Arábico, 100% natural y 0% azúcar, con un perfil de sabor dulce, sutiles notas frutales y de una intensidad media. Viene en presentación de 250ml con el objetivo de hacer llegar su consumo a los hogares de todos los argentinos

Más información del café de Full y sus promociones en @ypffull

, Redaccion EconoJournal

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AES Dominicana, CMI Energía, JA Solar, OC y Seraphim analizan claves para lograr metas renovables al 2030

Inicia la cuenta regresiva para el próximo megaevento de Future Energy Summit (FES). La cita es el próximo 20 y 21 de marzo en el Hotel Intercontinental Real Santo Domingo.

Por tercer año consecutivo, República Dominicana albergará este encuentro entre profesionales del sector energético público y privado que promueven la adopción de energías renovables en el ámbito local y regional.

La elección de esta plaza, no es casual. De acuerdo con lo estipulado en el artículo 21 de la ley 57-07, el país aspira a que en el año 2025 el 25% de los requerimientos de electricidad sean abastecidos a partir de Energías Renovables No Convencionales (ERNC).

Aquello no sería todo. Al 2030, con base en los Objetivos de Desarrollo Sostenible, República Dominicana se comprometió ante la ONU a que el 30% de su demanda energética sea suministrada por fuentes de energías renovables.

ENTRADAS

En este contexto, Future Energy Summit Central America & the Caribbean ofrecerá una “Conversación de Alto Nivel entre el Sector Privado: Las Energías renovables y el objetivo 2030 de la República Dominicana”, en la que asistirán AES Dominicana, CMI Energía, EGE Haina, JA Solar, el Organismo Coordinador (OC) y Seraphim.

20 de marzo – 11:00 am
Panel: Conversación de Alto Nivel Sector Privado: Las Energías renovables y el objetivo 2030 de la República Dominicana

Karla Martínez – Gerente de Asuntos Regulatorios – CMI Energía
Edy Jiménez – Vicepresidente Comercial – AES Dominicana
María Urrea – Head of Sales Colombia, Central America & The Caribbean – JA Solar
José Luis Blesa González – Director Latin America – Seraphim
Manuel San Pablo – Gerente General – Organismo Coordinador del Sistema Eléctrico Nacional
Modera: Alfonso Rodríguez – CEO – Soventix Caribbean

ENTRADAS

Entre los principales temas que abordarán estas empresas se destaca el avance de las energías renovables en el Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI) y la cantidad de potencia disponible queda en las redes.

Además, en este panel moderado por Alfonso Rodríguez, CEO de Soventix Caribbean, se adelantarán próximas inversiones con energías renovables y almacenamiento energético, tendencias en módulos fotovoltaicos que garantizan una mayor eficiencia y los retos que encuentran fabricantes y generadores para acompañar la transición energética ofreciendo más competitividad.

Más de 500 profesionales ya confirmaron su participación a esta conferencia y networking más convocante del sector energético renovable. No se pierda la oportunidad de asistir. Últimas entradas disponibles.

ENTRADAS

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Prevén que el Proyecto de Ley 275 “Economía del Hidrógeno” sea aprobado en junio

Como ya había anticipado este medio, el 5 de marzo pasado, fue aprobado en plenaria de la Cámara de Representantes el Proyecto de Ley 275 de 2022, por medio del cual se promueve e incentiva el desarrollo del ecosistema del hidrógeno de bajas emisiones en Colombia.

Si bien aún resta la aprobación en el Senado, este es un paso importante para Colombia ya que la iniciativa se propone agilizar el desarrollo del mercado interno y externo del hidrógeno y sus derivados.

En conversaciones con Energía Estratégica, Mónica Gasca, presidenta de la Asociación Colombiana de Hidrógeno (H2 Colombia), comparte su perspectiva sobre el Proyecto de Ley 275 «Economía del Hidrógeno» y revela que espera con optimismo su aprobación en el Senado colombiano en los próximos meses.

“Esperamos que el proyecto esté aprobado para finales de junio. Por ello, nos toca movernos de manera muy eficiente y ágil. Estamos teniendo reuniones constantemente con los impulsores de la iniciativa para revisar cómo va a quedando el proyecto según los aportes de la cámara y sugerir nuevos cambios antes de que la nueva versión entre a conversaciones en el Senado”, señala.

TEXTO APROBADO EN SEGUNDO DEBATE PROYECTO DE LEY Nº 275 DE 2022 (1)

Gasca destaca que este proyecto de ley, gestado hace aproximadamente un año y medio por iniciativa del representante Nicolás Barguil, ha involucrado un significativo trabajo de construcción en colaboración con gremios y agentes del sector privado.

Y agrega: “Uno de los pilares del proyecto es la coordinación interinstitucional, que dará lugar a la creación de un comité dedicado al hidrógeno en Colombia. Este comité desempeñará un papel crucial al formar una visión conjunta sobre cómo el hidrógeno beneficiará a diversos sectores”.

Además, señala que la propuesta busca ampliar los beneficios tributarios y políticas relacionadas con el hidrógeno en Colombia, en un esfuerzo por abordar aspectos no contemplados por la Ley 2099 de 2021, que se centra principalmente en el hidrógeno azul, excluyendo derivados esenciales como el amoníaco y el metanol.

Con 28 proyectos a gran escala en desarrollo, el país ha demostrado una agilidad notable en la implementación de iniciativas relacionadas con el hidrógeno. La presidenta de H2 Colombia recalca la importancia de la aprobación del proyecto para habilitar los derivados del hidrógeno,  elementos que considera esenciales para la viabilidad y el impacto positivo del proyecto en el país.

A pesar de que el proyecto ha sido aprobado en plenaria de cámaras y de la acogida positiva que ha recibido la propuesta tanto del sector público como del privado, Gasca subraya la importancia de las discusiones pendientes en el Senado, donde se esperan nuevos comentarios y propuestas de cambio.

 De esta forma, la experta enfatiza la necesidad de que el proyecto sea completo y sugiere incluir en la legislación medidas que fomenten la modernización y construcción de infraestructuras en los puertos para impulsar la exportación de hidrógeno.

“Tenemos una solicitud para incluir mayor inversión en los puertos: que se empiecen a dar señales para la modernización y construcción de los puertos para el comercio internacional del hidrógeno. Eso no está incluido en el proyecto de ley y es muy importante”, insiste.

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CAMMESA: “Se manifiesta la voracidad de las empresas por participar en el mercado renovable”

La Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (CAMMESA), empresa de gestión privada con propósito público, dijo presente en el mega evento FES Argentina, organizado por Future Energy Summit (FES) en la ciudad de Buenos Aires. 

Gustavo Báez, responsable de Equipo de CAMMESA, reconoció la elevada participación del sector renovable en los distintos procesos llevados adelante a lo largo de los últimos años y vislumbró un mayor crecimiento para distintas alternativas orientadas a la transición energética del país. 

“Se manifiesta la voracidad de las empresas por participar en el mercado renovable. Y lo que hay en común a lo largo de todas las rondas que hubo, ya sea del Mercado a Término (MATER), del Programa RenovAr o RenMDI, es que la oferta siempre superó el objetivo de adjudicación que había”, destacó. 

Y si bien Argentina está por detrás de los objetivos de participación renovable en la cobertura de la demanda eléctrica. planteados en la Ley N° 27191, ya que hoy en día el porcentaje asciende a 14% cuando debería tener cerca el 18% (y 20% al 31 de diciembre del 2025), Báez planteó que “el país está cerca, venciendo un montón de dificultades”. 

“Siempre se vio el interés y que las empresas se adaptaban a los distintos formatos y reglas de juego”, agregó durante el último panel de debate de la jornada, denominado “Oportunidades de inversión para las energías renovables en la visión de los líderes del sector”. 

Y cabe recordar que ya hay más de 5900 MW renovables instalados en el Mercado Eléctrico Mayorista (sin contar las hidroeléctricas mayores a 50 MW de capacidad) más de 150 parques y 4000 MW que podrían entrar en operación en el corto plazo, debido a las centrales asignadas con prioridad de despacho en el Mercado a Término y las adjudicaciones de la licitación pública RenMDI

¿Cuáles son los procesos abiertos y oportunidades? CAMMESA lleva adelante las convocatorias del MATER (ya adjudicó cerca de 4520 MW con prioridad de despacho) y para el primer llamado del 2024 ya disponibilizó cerca de 1000 MW (cierra el 5 de abril) entre la asignación plena y bajo el mecanismo Referencial “A”. 

“En el cortísimo plazo cierra la convocatoria del MATER, hay megavatios en Comahue, provincia de Buenos Aires, el corredor Centro – Cuyo – Noroeste Argentino (NOA) y el Noreste Argentino (NEA), así que el llamado está hecho y convocamos a todas las empresas a que lleguen sus proyectos”, subrayó Báez. 

Además, el sector energético puede participar en la convocatoria “AlmaMDI” (finaliza el 26 de marzo), destinada a la presentación de manifestaciones de interés para incorporar, gestionar y financiar proyectos de storage de diferentes tecnologías y características. Hecho que va en línea con los llamados de MDI de renovables (dio lugar a la licitación RenMDI) y las manifestaciones de interés para expandir el sistema de transmisión nacional.

Pero el autoconsumo también es una alternativa en la que puso fichas el responsable de Equipo de CAMMESA, a tal punto que consideró que existe la probabilidad de que se genere una escala de proyectos en el futuro cercano. 

“Hay que mirar lo que pasó con el MATER, que cuando apareció era algo incipiente en el que había muchas dudas, pero en cuanto empezó a rodar aparecieron muchas posibilidades. Ya sea desde el lado de la generación por cómo se compite por la cuota de transporte disponible, pero también la demanda que espera por renovables (hay 500 Grandes Usuarios con contrato)”, comparó. 

“El crecimiento de las renovables también es posible por lo competitivo de los precios. Si los precios hubieran sido altos, no hubiera pasado. Por lo tanto, una vez empiece a rodar es totalmente posible el crecimiento del autoconsumo”, añadió. 

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