Comercialización Profesional de Energía

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¿Qué sucede con la nafta? Podría aumentar un 25% a partir del 1 de febrero

En febrero se vence el congelamiento a los combustibles vigente a partir de 2021. Evitar un aumento del 25% en gasolinas y nafta. En las estaciones de servicio, hay que llenar el tanque de vehículos antes de un nuevo aumento de combustible. De ello se desprende que el impuesto a los combustibles vigentes vence en febrero de 2021 y que, como parte del plan para minimizar el déficit fiscal, el Instituto Argentino de Análisis Fiscal (IARAF) prevé un aumento del 25% en los precios de los combustibles y el petróleo. La suba del impuesto al combustible líquido (ICL) y al […]

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Horacio Marin ya es presidente y CEO de YPF tras la reforma del estatuto

Los roles políticos y ejecutivos de la petrolera se concentrarán en el ex Tecpetrol. El objetivo es cuadruplicar el valor de la compañía en los cuatro años siguientes. La propuesta de la YPF para modificar su Estatuto Social y unificar en Horacio Marín la presidencia de la compañía y la conducción de las funciones ejecutivas para la administración con el cargo de CEO o gerente general fue aprobada por mayoría absoluta por parte del directorio. La publicación de lo resuelto por la reunión de directorio que aprobó la reforma de los artículos 18 inciso c) y 19 inciso vi) del […]

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La adopción de hidrógeno verde podría ser necesaria para la transición energética

El análisis aborda los desafíos y oportunidades, enfatizando la necesidad de alinear los marcos regulatorios para promover el desarrollo tecnológico, una mayor transparencia y el crecimiento del mercado. Datos sobre el comercio mundial de hidrógeno y las políticas relacionadas con el aumento de la producción fueron revelados en un informe conjunto de la Agencia Internacional de Energías Renovables (IRENA) y la OMC. Conocido como hidrógeno verde, este hidrógeno es producido únicamente con energía renovable es considerado un pilar esencial para reemplazar los combustibles fósiles y descarbonizar áreas que no pueden ser electrificadas de manera fácil, como algunos procesos industriales, el […]

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Oficial: la AFIP descongeló el impuesto a los combustibles y las naftas aumentaron un 6%, aunque la suba final podría ser más alta

El gobierno publicó este jueves en el Boletín Oficial el Decreto 107/24, que estableció un incremento del valor del Impuesto a los Combustibles Líquidos (ICL) y al Dióxido de Carbono, que se mantenían congelados desde junio de 2021. Como adelantó ayer EconoJournal, el Ejecutivo optó por recuperar el atraso impositivo en tandas. A partir de este jueves 1º de febrero, la AFIP actualizará el importe del ICL, que estaba congelado en $ 27,661 por litro de nafta, y lo indexará por la inflación acumulada durante el segundo semestre de 2021 y durante todo 2022. De esa manera, el impuesto pasará a 60 pesos por litro de super y unos 40 pesos por cada litro de gasoil.

El Decreto establece que la inflación registrada durante el primer trimestre de 2023 se trasladará al ICL recién el mes que viene (1º de marzo), en tanto que la evolución del IPC en el tercer trimestre de ese mismo año se aplicará a partir del 1º de abril y la del último trimestre de 2024 a partir de mayo.

Para recuperar todo el atraso impositivo acumulado desde junio de 2021 a la fecha, el gobierno tendría que haber incrementado un 377% el valor del ICL, que desde la reforma tributaria de 2018 se expresa en pesos fijos (antes se calculaba con un porcentaje del precio final en surtidor) y se actualiza cada tres meses contra la inflación registrada en el trimestre anterior.

El Decreto 107 establece, en la práctica, que se optó por recuperar ahora aproximadamente la mitad del atraso acumulado desde 2021 y completar la actualización en los tres meses siguientes.

Para trasladar el incremento del ICL ordenado hoy por el Ejecutivo y cubrir también el efecto devaluatorio (el crawling peg del 2% registrado en enero), algunas refinadoras aumentaron a primera hora del jueves sus precios en surtidor en alrededor del 6 por ciento. Raízen (Shell) y Puma ya aplicaron una suba del 6% en su red de estaciones de servicio para cubrir el aumento impositivo, pero podrían aumentar algún punto más en el transcurso del día.

La clave es saber qué hará YPF, el mayor jugador del mercado, que también aumentó un 6%, pero habrá que ver si la suba de los biocombustibles, oficializada hoy a través de las resolución 5 y 6 de la Secretaría de Energía, no termina provocando una suba adicional. Axion Energy, otro de los grandes players del mercado, esperará hasta tener más claro el panorama antes de mover sus precios en surtidor

, Nicolas Gandini

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Licitaciones de CFE para modernizar las redes eléctricas de México: ¿en qué estado se encuentran?

Desde octubre de 2023, la Comisión Federal de Electricidad (CFE) ha lanzado al menos 22 procedimientos de contratación para ampliar y modernizar las redes eléctricas en México con el objetivo de resolver las principales congestiones en el Sistema Eléctrico Nacional.

Estos procedimientos cobran vital relevancia en México teniendo en cuenta que el país debe hacer inversiones para reforzar sus redes de forma inmediata y satisfacer las necesidades energéticas presentes y futuras.

Bajo esta premisa, Arturo Carranza el especialista del sector y director de Proyectos de Energía de AKZA Advisors, explica en diálogo con Energía Estratégica en qué estado se encuentran estos procesos licitatorios y cuales son los principales desafíos que enfrenta el país para llevarlos a cabo.

¿Qué licitaciones deberían salir primero y por qué?

Desde noviembre de 2023, la Comisión Federal de Electricidad ha iniciado un proceso transparente y abierto de licitaciones que contempla poco más de 20 proyectos de transmisión y transformación. Estos proyectos contribuirán a ampliar y modernizar las redes eléctricas a lo largo y ancho del país. Estas obras significan desafíos no solo para la CFE, sino también para las empresas contratistas interesadas en dichas licitaciones. A los aspectos técnicos y financieros, inherentes a cualquier proyecto de infraestructura eléctrica, se suman otras cuestiones que hoy en día marcan la pauta de las inversiones en el país. 

Uno de los proyectos que se lanzó primero fue el que se conoce como «I20», que servirá  para resolver problemas de congestión en la costa oeste de México. Destaca, también, el proyecto «I19», que se publicó en diciembre pasado. Este proyecto tiene como objetivo resolver problemas de congestión en estados del centro del país. Algunos otros proyectos que sobresalen son los que ampliarán la capacidad de transmisión y transformación en las penínsulas de Yucatán y de Baja California, así como en los estados del norte del país. 

¿Esas primeras licitaciones cuando deberían lanzarse?, qué plazos de adjudicación deberían manejarse y cuáles son los plazos de construcción?

Los procedimientos de contratación asociados a estos proyectos de transmisión y transformación de la CFE están, actualmente, corriendo su curso y cumpliendo con una serie de etapas previstas por las propias disposiciones de contratación. Estas etapas siguen una secuencia que empieza con la publicación de las licitaciones, las visitas de sitio, las sesiones de aclaraciones, la presentación de ofertas, y que termina con los fallos de los procedimientos. Actualmente la mayoría de las licitaciones se encuentran en la etapa de sesión de aclaraciones o en la presentación de ofertas, aunque algunas de ellas – las menos – ya se asignaron. 

¿Qué tan importante es que se retomen las subastas de largo plazo para aprovechar las oportunidades del nearshoring en el país?

Estos proyectos de transmisión y transformación favorecerán la solución de algunos de los desafíos del Sistema Eléctrico Nacional. De manera puntual, ayudarán a llevar energía eléctrica desde los centros de generación a los lugares donde se consume a partir de criterios indispensables como el de seguridad y confiabilidad.

Otros desafíos del Sistema Eléctrico Nacional, como el vinculado a la necesidad de adicionar 2,000 MW anuales para satisfacer el incremento de la demanda eléctrica nacional, deberán resolverse con la adopción de otras medidas. Estas medidas tienen que fundamentarse en una estricta planeación que involucre a las autoridades energéticas, al regulador, al operador y a los participantes del Mercado Eléctrico Mayorista.

Las subastas de largo plazo resultaron un mecanismo atractivo y eficiente para aumentar la capacidad instalada de generación eléctrica, principalmente renovable, en el Sistema Eléctrico Nacional. Por ello, México haría bien en reflexionar y discutir seriamente en torno a la posibilidad de retomarlas.

¿Nota mayor apertura por parte de la CFE en trabajar con empresas del sector privado?

Hacia el final de la actual administración se observa un mayor entendimiento entre la CFE y los privados. Las asociaciones que la empresa pública de energía ha anunciado con empresas privadas para desarrollar y ejecutar proyectos de gas natural son una muestra de ello.

El interés que los proyectos de transmisión y transformación han despertado entre empresas nacionales e internacionales son otra muestra de que ambas partes están interesadas en atender conjuntamente los desafíos y las oportunidades de la actual coyuntura, donde el proceso de relocalización y la crisis climática tienen un peso determinante. 

¿Qué otras medidas se han sugerido para promover más energía limpia ante la fuerte demanda de energía que experimenta el país?

 Tras la pandemia, en el mundo se advierte una discusión más intensa sobre la necesidad de acelerar el impulso de tecnologías y acciones que contribuyan a garantizar a un tiempo el acceso a energía eléctrica y la reducción de emisiones contaminantes por la generación y el uso de esa energía. México no escapa de esta dinámica. En el sector público, pero sobre todo en el sector privado, se toman decisiones para impulsar lo que son destinos inevitables para la humanidad: los sistemas de almacenamiento de energía y el hidrógeno verde.

En el país también se avanza, aunque lentamente, en la elaboración e implementación de normas de eficiencia energética para edificios públicos. Esto último jugará en el futuro un papel determinante para reducir el uso de energía eléctrica y las emisiones contaminantes.

¿Cuáles son los mayores desafíos técnicos y financieros que han identificado?

Los desafíos relacionados con los proyectos de transmisión y transformación de la CFE tienen que ver, principalmente, con los tiempos de ejecución de las obras y con la manera en que se financiarán las mismas.

Puesto que el plazo de ejecución de los trabajos es mayor a 200 días, las empresas interesadas en los proyectos han puesto sobre la mesa la inquietud que genera el cambio de administración.

En cuanto al tema de financiamiento, las empresas interesadas están en un diálogo constante con la CFE para lograr condiciones de certeza con respecto al cumplimiento de los programas de ejecución de las obras y al pago por las mismas. 

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Preocupación por curtailment renovable: las estrategias de Chile y España para incorporar almacenamiento

Chile y España cuentan con un alto nivel de penetración de renovables, y se espera que para el 2024 se incorpore aún más capacidad instalada de estas tecnologías. Este escenario, advierten especialistas, generará un volumen mayor de curtailment, situación que preocupa al sector producto de su impacto en los ingresos de los activos de generación. Ante este panorama empieza a hacerse notar la necesidad de tomar iniciativas en materia de almacenamiento masivo.

La generación eléctrica en España alcanzó un hito histórico en 2023, ya que el 50,4% provino de energías renovables, según un informe de la Asociación de Empresas de Energías Renovables (APPA). Mientras que en Chile, la generación de energía eléctrica por parte de energías limpias no convencionales es del 37%.

En una entrevista exclusiva realizada en el marco del Latam Future Energy Southern Cone Renewable Summit, organizado por Future Energy Summit (FES) en Chile, Jorge Hurtado y Sylvain Rouzeyre, Senior Consultant y Manager de AFRY Management Consulting, respectivamente, advirtieron que en el caso de Chile en 2023 se ha cortado aproximadamente un 10% de recurso solar y más del 7% de recurso eólico.

Señalaron que en ese país los vertimientos, que estén presente desde hace algunos años pero que con el paso del tiempo se agravan, son producto de dos efectos. Por un lado, el exceso de oferta por sobre la demanda. Por otro, la falta de capacidad de transmisión, lo que no permite transportar toda la generación de renovables hacía los centros de consumo.

En España, en cambio, los curtailments técnicos (que son problemas locales proveniente de falta de capacidad de evacuación en nodos específicos) se han disparados en los últimos dos años a raíz de una entrada fuerte de capacidad renovable, combinada con un desarrollo limitado de la red de transporte.

Este mayor desarrollo renovable no va acompañado de una creciente demanda eléctrica, que todavía no se incrementa por la llegada de nuevo usos eléctricos (EV, calefacción y electrolisis). El 2023, según APPA, cerró con un 2% de vertidos provenientes de energía solar y eólica.

Sin embargo, los especialistas de AFRY advierten que esta situación de altos niveles de oferta renovable no sólo genera problemas de curtailment, sino de precios.

“Actualmente el sistema eléctrico de Chile cuenta con cerca de 13,5 GW de capacidad solar y eólica y unos 3,9 GW de capacidad hidroeléctrica de pasada, todas con un costo variable cero, mientras que la demanda media es cercana a 10 GW con una máxima histórica de 11,5 GW. Entonces, para una determinada hora del año, todo el recurso disponible de estas tecnologías por sobre la demanda no es requerida por el sistema, lo que se traduce en precio cero”, indicó Hurtado.

En ese marco, el especialista observó: “Que el precio se trance a cero en un nodo determinado (independiente de si el nivel de vertido es del 1% o del 10%) hace que todas las inyecciones y retiros de ese nodo se valoricen a cero”.

“Esto no es realmente un problema en la medida que los distintos nodos del sistema se encuentren acoplados, por cuanto las empresas suministradoras tienden a firmar contratos de suministro (PPA) con los consumidores para reducir su exposición al mercado spot”, indicó Hurtado, pero aclaró: “El problema se origina con los desacoples de precios, donde las inyecciones se pueden valorizar a cero y los retiros a un precio mayor a cero, lo que produce importantes pérdidas para las empresas de generación”.

Con respecto a España, Rouzeyre señaló que la estructura del mercado eléctrico es distinta, pues el balance es a nivel uninodal, no multinodal como en Chile, y el precio spot se define en la casación entre oferta y demanda considerando las interconexiónes internacionales.

“En el mercado Ibérico se distinguen principalmente dos tipos de curtailment: el de mercado y el de restricción técnica”, diferenció.

Explicó que el primero consiste en un balance entre oferta y demanda considerando interconexiones internacionales. “Todo lo que sobra de este balance no logra caza en el mercado diario, lo que origina precios bajos, que no necesariamente son cero”, precisó.

Por otro lado, y fuera del balance spot del mercado diario, existen las denominadas restricción técnicas, donde es el operador de la red de transmisión (Red Eléctrica España) quien identifica problemas locales de transmisión y en consecuencia, limita o corta las plantas. “Estas restricciones técnicas no necesariamente se producen en horarios de precios bajos”, aclaró.

En cuanto a los PPAs en España, Rouzeyre comentó que “el impacto de precios en PPA depende si el contrato está definido como Pay As Produced o Pay As Nominated, porque si es del primer tipo estás remunerado si se produce la energía, si estás cortado a nivel de restricción técnica, puedes perder remuneración y no cumplir con el contrato.

“En cambio, si es del segundo tipo, lo que interesa es estar despachado a nivel del mercado diario, entonces ahí hay un impacto que depende de la oferta que has hecho en el mercado diario y del balance del sistema entre demanda y generación”, comparó.

Por tanto, los expertos consideraron que los sistemas de almacenamiento generan beneficios para los sistemas eléctricos. Estos sistemas pueden cargarse en horarios de precios bajos, aumentar la participación renovable en horarios del día e inyectar esta energía en horarios de punta, reduciendo los picos de precios de la tarde – noche.

Por ende, para mejorar la operación de los sistemas y aumentar la participación renovable en ambos países, es necesaria una mayor infraestructura de almacenamiento de energía y, frente a eso, uno de los principales desafíos es el marco regulatorio.

Marcos regulatorios en Chile y España

En lo que respecta a Chile, cabe recordar que el proyecto de la ley de Transición Energética está en proceso de tramitación en la Comisión de Minería y Energía del Senado, en caso de aprobarse, este proyecto habilita al gobierno a licitar sistemas de almacenamiento a gran escala.

“El Ministerio de Energía modificó el DS62, que es el reglamento que aprueba las transferencias de potencia entre empresas, donde define el artículo 37, que permite calcular la potencia inicial para los sistemas de almacenamiento. Además, define bajo un artículo transitorio la capacidad inicial para sistemas de almacenamiento en base a su duración. Eso es un gran paso porque da cierta certeza a la industria de un mercado relevante para este tipo de sistemas. Aún falta que este reglamento ingresar a la Contraloría y posteriormente se tiene que publicar”, comentó Hurtado.

Y agregó: “El segundo tema importante para los sistemas de almacenamiento van en relación a la coordinación y operación de estos. Aún faltan las modificaciones al marco normativo y mientras estos no esté, aún hay dudas de cómo el Coordinador Eléctrico Nacional va a operar estos sistemas”.

Si bien todavía hay expectativas de lo que pueda suceder con el marco regulatorio, la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (ACERA) es optimista con el avance del almacenamiento en el mercado y estima que a finales del corriente año estarán operando 869 MW con este tipo de sistemas, de los cuales 177 MW están actualmente en operación, 57 MW se encuentran en fase de prueba y 635 MW son de proyectos que están en construcción.

A diferencia de Chile, en España la regulación de la industria de almacenamiento requiere de mayores avances. Sylvain Rouzeyre, recordó: “En España se publicó un reglamento en el 2021 para consulta de un nuevo mecanismo de capacidad que no se ha desarrollado más allá”.

Explicó que “ahora el gobierno está trabajando para sacar una nueva ordenanza en consulta, pero hay un nivel de discusión con Europa para aprobar estos mecanismos, por eso vemos que va a tardar para que se desarrollen estos mecanismos de capacidad y que las plantas puedan recibir remuneración. Con estos plazos, la nueva remuneración de capacidad por almacenamiento no debería llegar antes del 2026”.

En efecto, para el especialista será difícil que España pueda alcanzar sus nuevos objetivos del Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC) de llegar a 22 GW de almacenamiento hacia el 2030.

“Es cierto que los sistemas de almacenamiento se benefician de estos precios y de los vertimientos Sin embargo, desde nuestro punto de vista y de las proyecciones que hacemos, lo que vemos es que con los flujos de ingresos de los mercados actuales no salen los números y no permiten atraer nueva inversión. Lo que falta en el mercado español es que el mecanismo de capacidad esté adaptado a facilitar la entrada de estos nuevos sistemas de almacenamiento y que haga que se puedan financiar y construir estos proyectos”, concluyó Rouzeyre.

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El gobierno autorizó una suba de hasta 25% en los biocombustibles que pone más presión al precio de las naftas y el gasoil

La Secretaría de Energía, a cargo de Eduardo Rodríguez Chirillo, autorizó una suba de 25,4% en el bioetanol de caña de azúcar y de 15,7% en el etanol elaborado a base de maíz. Ambos productos se mezclan con la nafta. En biodiesel, que se mezcla con el gasoil, la suba fue sólo de 1,8%. Los incrementos comenzaron a regir a partir de este 1° de febrero. El aumento de los bios pone más presión al precio de los combustibles porque las refinadoras -YPF, Axion, Shell y Puma- están obligadas por ley a mezclarlos con las naftas y el gasoil antes del expendio en las estaciones de servicio.

La resolución 6/2024 publicada este jueves en el Boletín Oficial eleva el precio de adquisición del etanol cañero de $ 465,84 a $ 584,18 el litro (25,4%) para su mezcla obligatoria con las naftas para el mercado local. El etanol de maíz saltó de $ 463,9 a $ 537 el litro (15,7%).

En tanto, a través de la resolución 5/2024, la cartera energética incrementó el precio de la tonelada de biodiesel de $ 923.590 a $ 940.334 (1,8%) para su mezcla con el gasoil.

Por la Ley N° 27.640, el bioetanol de caña de azúcar y el de maíz se mezclan en un 12% (6% cada uno) con las naftas. Las refinadoras lo adquieren de las plantas productoras de biocombustibles. El biodiesel se mezcla en un 7,5% con el gasoil antes de su expendio para el mercado local.

La regulación de los biocombustibles es un tema que se está debatiendo en el Congreso porque forma un apartado del proyecto de Ley Ómnibus.  

, Roberto Bellato

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Corte Suprema concede primer amparo contra la Ley de la Industria Eléctrica

Este miércoles, la Segunda Sala de la Suprema Corte de Justicia de la Nación (SCJN) concedió el primer amparo en contra de Ley de la Industria Eléctrica (LIE) aprobada en 2021 durante la administración actual de Andrés Manuel López Obrador (AMLO).

A través de un proyecto elaborado por el ministro Pérez Dayán, que se sometió a votación, la corte determinó que son inconstitucionales siete artículos de la reforma a la LIE, al violar las reglas del mercado eléctrico mayorista, priorizando a la Comisión Federal de Electricidad (CFE).

Los ministros Pérez Dayán y Luis María Aguilar votaron a favor del proyecto, mientras que Yasmín Esquivel Mossa y Lenia Batres Guarradama se manifestaron en contra. No obstante, como Pérez Dayán es el presidente de la sala su elección es considerada voto de calidad, por lo que se concedió el amparo contra la LIE.

En el amparo se advierte “que no se puede concebir el funcionamiento de esa industria de manera dispar. Esto es, en un mismo mercado, el comportamiento del Estado (como rector de la industria y como empresa paraestatal) no puede ubicarse en un plano frente a ciertos particulares y, frente a otros, en diverso plano”.

De esta forma, se favorece a 6 empresas las cuales tendrán que actuar bajo las normativas de la Reforma Eléctrica del 2013 que estaba bajo la gestión de Peña Nieto. Estas empresas son La Bufa Wind, Compañía de Energía Mexicana, Eléctrica Del Valle de México, Fuerza Eólica del Istmo, Eólica de Coahuila y Eóliatec de Istmo.

Este hito es entendido como una muy buena noticia para el sector de las energías renovables. En efecto, especialistas consultados por Energía Estratégica aseguran que Ley de la Industria Eléctrica provocó incertidumbre jurídica, limitó las inversiones, priorizó a CFE por encima de las empresas privadas e iba en contra de los tratados T-MEC que mantiene México con sus socios comerciales, Canadá y Estados Unidos.

En concreto, según los expertos, la LIE atenta contra la libre competencia porque da prioridad a la CFE para inyectar su energía más cara y contaminante a la red, cambia las reglas, hace inoperantes los Certificados de Energía Limpia (CELs) y elimina la obligación de adquirir la energía en subastas.

Por el contrario, este proyecto discutido ayer tiene como objetivo que la generación y la comercialización se den bajo libre competencia y concurrencia amparada en la Constitución.

— Carlos Flores (@ingcarlosflores) January 31, 2024

A su vez, el Instituto Mexicano para la Competitividad (IMCO) fue contundente y manifestó su posición en un comunicado: «Después de meses de retrasos, la discusión del proyecto del Ministro Laynez para invalidar la aplicación de las reformas a la LIE se retiró debido a recursos legales interpuestos por el Ejecutivo Federal. Sin embargo, el proyecto del Ministro Perez Dayán sí se votó».

Y agregó:»Así, los cambios aprobados en marzo de 2021 que restringirían la competencia en el mercado eléctrico para favorecer a la CFE quedan sin posibilidad de implementarse».

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Panamá abre tres consultas públicas clave para el despegue del almacenamiento energético

La Autoridad Nacional de los Servicios Públicos (ASEP) anunció la apertura de nuevas Consultas Públicas destinadas a recibir comentarios sobre marcos regulatorios para almacenamiento energético con baterías (ver). 

Se trata de tres propuestas que persiguen el objetivo de aprobar procedimientos para integrar sistemas de almacenamiento en clientes finales con carga crítica, modificar reglas del mercado mayorista para utilizar baterías en centrales renovables y definir mecanismos para incorporar almacenamiento en el sistema principal de transmisión. 

El detalle de cada propuesta se puede leer en la Resolución No. 18978-Elec, Resolución No. 18979-Elec y Resolución AN No. 18980-Elec. Todos los interesados en emitir comentarios podrán hacerlo hasta las 16 horas del día lunes 19 de febrero del 2024, en el edificio Office Park, Vía España y Fernández de Córdoba, Primer Piso, Dirección Nacional de Electricidad, Agua Potable y Alcantarillado Sanitario de la ASEP. 

En conversación con Energía Estratégica, Guadalupe González, directora de Electricidad de la Secretaría Nacional de Energía, indicó que agilizar este marco regulatorio permitirá que oferentes de la recién anunciada licitación de 500 MW renovables puedan participar ofertando potencia y energía con la incorporación de almacenamiento en proyectos de fuentes renovables variables como eólica, solar e hidroeléctrica de pasada.  

“Estamos en el período de consulta para almacenamiento, faltaría recibir los comentarios de la ciudadanía y que el regulador los tome en consideración para hacer los ajustes pertinentes. Realmente, esperamos que se apruebe en el período estipulado, para que la licitación de 500 MW renovables que anunciamos recientemente se pueda dar en el calendario correspondiente”. 

Y aclaró: “En la Resolución MIPRE-2024-0001384 de la Secretaría de Energía se recomienda a ETESA diseñar el pliego para contratar los renglones de potencia, energía y potencia con energía asociada. Entonces, el almacenamiento formará parte del generador para que, en caso de tratarse por ejemplo de una central fotovoltaica, pueda también ofertar potencia. En Panamá antes, los eólicos y solares no podían vender potencia pero, de aprobarse esta propuesta, se abre el panorama para que se pueda ofertar”.

En líneas generales, el país avanza en su Agenda de Transición Energética al innovar con tecnología y brindar nuevas oportunidades de negocio con almacenamiento energético, ya que con el almacenamiento por baterías se puede reconocer la potencia firme a centrales fotovoltaicas y eólicas midiendo la potencia que la central puede garantizar entregar durante el periodo de máximo requerimiento previsto para el sistema con una determinada probabilidad de excedencia, dado el régimen de vientos o irradiación solar de la central respectiva.

En adición, es preciso aclarar que para todo los casos, no sólo en el marco de la licitación, si un participante del mercado integra baterías en sus propios sistemas, se le aplicarán las mismas reglas que rigen para los generadores y cuando quiera vender potencia en el mercado se lo considerará como un Participante Productor, sin crear una nueva figura en el mercado. 

Tal es así que en los anexos de cada resolución, se propone incorporar nuevas nomenclaturas, definiciones y cambios en las reglas comerciales para integrar a los sistemas de almacenamiento de energía con baterías de un generador (SAEBg) y sistemas de almacenamiento de energía con baterías para el Sistema Principal de Transmisión (SAEBt). 

Pero aquello no sería todo. En el Anexo de la Res 18980_elec, la ASEP ha detallado un Procedimiento para Definir los Mecanismos para Incorporar los SAEBt, en el cual se aborda la metodología para definir las necesidades de instalar un sistema de estas características, los requisitos para su instalación, la liquidación de la energía, entre otros temas de relevancia. 

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Alerta para los usuarios calificados: prevén una subida en el precio del Mercado de Balance de Potencia

Como ya había anticipado Energía Estratégica, en los últimos meses los usuarios calificados venían experimentando incertidumbre por los resultados del Mercado de Balance de Potencia (MBP) que forma parte del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) en México.

Se trata de un mercado anual y ex post que facilita las transacciones entre los Participantes del Mercado cuyos Contratos de Cobertura Eléctrica resultaron insuficientes para cumplir con los requisitos para obtener Potencia establecidos por la Comisión Reguladora de Energía (CRE) y los Participantes del Mercado que cuenten con Potencia no comprometida a través de Contratos de Cobertura Eléctrica.

De acuerdo a información del CENACE, el MBP se basa principalmente en tres conceptos: Zonas de Potencia del Sistema Eléctrico Nacional, 100 Horas Críticas del año de Producción correspondiente y Tecnología de Generación de Referencia en cada una de las Zonas de Potencia, e incluye como insumos la política de confiabilidad determinada por la Secretaría de Energía (SENER) y los Porcentajes Zonales y de Reserva determinados por la CRE.

De esta forma, en este mercado de capacidad, se registran unidades como turbogas con combustóleo o diésel cuyo precio variable es muy alto. Según fuentes cercanas a Admonitor estas unidades son importantes porque se requieren cuando se llega la máxima demanda del sistema. Esto se previó en el MEM, por eso el Mercado de Balance de Potencia surge como un incentivo para que los generadores vendan esa energía.

“El incentivo radica en que se mapeen las 100 horas críticas donde el sistema estuvo en estrés y se premie a todos los generadores o pickers que estuvieron disponibles en esos instantes”, explican.

Si bien aún no han salido el Mercado de Balance de Potencia del 2023, publicaron los datos del informe preliminar, con datos pocos alentadores para los usuarios calificados.

Precio Máximo de la Potencia en 2023 Preliminar (v2024 01 30)

 

De acuerdo al informe, el factor del Precio de Cierre de Potencia Estimado (PCPE) aumentó, posicionando al Sistema Interconectado Nacional (SIN) al mismo nivel que Baja California (BCA) y Baja California Sur (BCS) con un factor de 2.00 al igual que hace cinco años. Esto implica un precio de la Potencia aproximado de 5.3 MDP/MW-año.

En conversaciones con Energía EstratégicaAlberto Campos, senior energy manager de Edison Energy, explica los resultados del informe: “Si bien es información preliminar y los datos no son oficiales aún. Este registró números muy altos de aproximadamente 5 millones por MW, cuando el año pasado se registraron 3 millones por MW.

Según el experto, esto es alarmante ya que históricamente, no se han visto muchas diferencias entre los valores preliminares y los finales.

De esta forma, Campos explica que estas primeras estimaciones son una mala noticia para los usuarios calificados ya que aumentaría el precio de la potencia de las siguientes ofertas que se hagan para los siguientes años, disminuyendo los ahorros potenciales que tendrían los usuarios finales dentro del MEM

También menciona que este año las horas criticas tuvieron un comportamiento diferente con respecto al año anterior, cayendo la mayoría de ellas en el mes de septiembre. Asimismo, advierte que la mayoría de horas cayeron en horarios donde no hubo generación solar por lo que este tipo de energía no será acreditada en el MBP.

No obstante, el especialista insiste en que solo son estimaciones preliminares ya que aún resta que salgan los resultados finales para tener un número final y concreto.

Y concluye: «El Mercado de Balance de Potencia sigue sin salir y los ejercicios preliminares se demoraron bastante. Se espera que Mercado de Balance de Potencia cierre durante el mes de febrero. Todo apunta que estará mucho más alto que el año pasado, sin embargo, dependemos de este multiplicador».

 

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Tesla Energy potencia su negocio con PMGD y Storage tras ejecutar 20 MW en netbilling

Tesla Energy, empresa especializada en energía solar, ha impulsado más de 120 instalaciones fotovoltaicas, desde su creación el año 2012 en la ciudad de Concepción, Chile.

Con más de una década de experiencia en el desarrollo de proyectos y construcción llave en mano, la empresa ha consolidado su posición en el mercado local y mira hacia nuevos horizontes de crecimiento.

“Hemos ejecutado a la fecha más de 20 MW (…) nos dedicamos especialmente a lo que son proyectos NetBilling, donde principalmente nos enfocamos en el comercio industria, agrícola y otras alternativas también”, declaró Marcelo García, gerente comercial de Tesla Energy.

Durante una entrevista exclusiva en el marco del evento Future Energy Summit en Chile, el referente de esta empresa destacable por su especialidad constructiva e ingenieril aseguró que su expansión hacia nuevos negocios no se detiene en las fronteras chilenas.

«Ya llevamos un año en el mercado colombiano. En Colombia, nos llamamos Ener Andina. La verdad es que es un mercado muy interesante y que tiene mucho futuro», sostuvo Marcelo García. «Colombia es un mercado emergente donde se ve que la normativa está evolucionando cada vez más para potenciar los proyectos de energía renovables no convencional y creemos que hay un potencial enorme en esa región».

En cuanto a los logros más recientes, Tesla Energy destaca su enfoque en proyectos impulsados como ESCO, PPA y Leasing, en colaboración con un socio alemán.

“Actualmente, nos enfocamos mucho en lo que son proyectos a través de modelos de financiamiento, donde tenemos un partner alemán que nos permite desarrollar proyectos sin necesidad de una inversión inicial para nuestros clientes finales, a través de un modelo ESCO (Energy Service Company), PPA (Power Purchase Agreement) o Leasing”, reveló García.

Y agregó: “Justamente, en el marco de estos proyectos, hemos desarrollado a la fecha uno de los más emblemáticos. Se llama Indina, que justamente es una viña que se dedica a la producción de vinos; también estamos trabajando con dos inmobiliarias, una principalmente se dedica al desarrollo de Strip Centers, lo que permite que cada uno de los pequeños locales consume energía limpia; y, por último, una distribuidora de productos básicos como pueden ser, por ejemplo, papel higiénico, alimentos y demás”.

Al preguntar sobre nuevas oportunidades de negocio más allá del NetBilling, el representante de Tesla Energy enfatizó la estrategia de expansión de la empresa inicialmente con proyectos PMGD.

“Estamos buscando justamente involucrarnos en el desarrollo de plantas PMGD. Ya hemos hecho algunos estudios, el ready to build, pero hoy día queremos ya empezar a construir plantas de esta envergadura”, adelantó.

Ahora bien, eso no sería todo. Desde Tesla Energy ven también un futuro prometedor en cuanto a almacenamiento de energía en baterías.
“Relacionado al almacenamiento, estamos evaluando proyectos de esas características. Creemos que cada vez van a ser más necesarios”, explicó el entrevistado. “Estos bancos de baterías justamente nos permiten tener la alternativa de poder desarrollar proyectos más grandes que permitan almacenamiento y al mismo tiempo poder ayudar a nuestro cliente a que pueda bajar su factura de la luz ojalá a cero”.

Acceda a las declaraciones completas de Marcelo García, gerente comercial de Tesla Energy, en el video de la entrevista brindada en el marco del último evento Future Energy Summit en Chile.

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Grandes Consumidores abogan por más competitividad, eficiencia y descarbonización en Costa Rica

En Costa Rica el proyecto de la Ley de Armonización del Sistema Eléctrico Nacional (SEN) aún genera ciertos desacuerdos sobre cuál debe ser el norte a seguir en este subsector del mercado.

El documento que se hizo público en el año 2022 tras ingresar a la Asamblea Legislativa bajo el Expediente N°23.414 persigue, entre otros objetivos, lograr un sistema eléctrico inteligente, flexible y al más bajo costo.

«La electricidad barata es un motor de desarrollo», subrayó Julio Carmiol, presidente de la Asociación Costarricense de Grandes Consumidores de Energía (ACOGRACE).

En conversación con Energía Estratégica, el referente de ACOGRACE destacó la importancia de esta ley para impulsar precios competitivos de la electricidad, como por ejemplo a través de subastas inversas que garanticen que la generación eléctrica se adjudique a los proveedores que ofrezcan el kWh más económico. Según él, este enfoque fomentaría una competencia sana en el mercado energético y beneficiaría a todos los consumidores.

«Si se hace bien la ley de armonización, lo que se va a lograr es que al que se le adjudique poner más generación será el que cobra más barato a través de lo que se llama subasta o subasta invertida. Creo que esa es la tónica correcta», afirmó Julio Carmiol.

La voz de ACOGRACE se alza con un enfoque claro: promover la competitividad, la eficiencia y la descarbonización en el sector eléctrico. Y un objetivo primordial para la Asociación de Grandes Consumidores de Energía, no es simplemente obtener electricidad barata para un sector productivo específico, sino garantizar tarifas accesibles para todos los costarricenses.

«Cada vez que se hace un proyecto que termina costando el triple de lo que ese presupuesto inicialmente, eso impacta las tarifas por los próximos 20 años y ya no hay nada que hacer», explica Carmiol. «Estamos abogando porque las decisiones apunten a que toda esta construcción de plantas sea lo más eficiente posible, que se le adjudique a los que sean más competitivos, porque esto se ha visto que es un motor de desarrollo».

Matriz diversificada y generación distribuida

El referente de Grandes Consumidores señaló además la necesidad de un sistema diversificado que equilibre fuentes de generación para garantizar la seguridad energética de Costa Rica ya que fenómenos climáticos como el Niño, que afectan la disponibilidad de energía hidroeléctrica en el país, terminan repercutiendo en los costos y disponibilidad de fuentes renovables.

«En el 2022, el porcentaje renovable fue como el 99.8%. Ya prácticamente no se usaron las térmicas. Este año, se prevé que vayamos a cerrar por encima del 90% de energía renovable, pero será  es un cambio muy grande pasar de casi no usar energía térmica, a ir hacia un 8% o 10% de la energía con fuentes fósiles», advirtió.

En este contexto, la energía solar distribuida emerge como una alternativa prometedora en Costa Rica. Ahora bien, Costa Rica transita una etapa de distorsión en el mercado de generación distribuida por lo que la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos (ARESEP) valoró suspender las metodologías que fijan tarifas para la generación distribuida con paneles solares.

Al abordar la cuestión de la tarifa de acceso y el respaldo para los clientes que optan por la energía solar, Julio Carmiol destacó la importancia de evaluar adecuadamente los costos asociados. En sus palabras, «Tener un respaldo tiene un costo, la duda es cuánto cuesta y cuánto hay que cobrarle de respaldo a los clientes que tienen energía solar». Además, señaló que este respaldo debería ser evaluado de manera justa, ya que no se está entregando energía directamente, sino simplemente manteniendo una cierta capacidad disponible en la red eléctrica.

Esta preocupación se refleja en la situación actual, donde algunas distribuidoras, como la Compañía Nacional de Fuerza y Luz, están aplicando tarifas que hacen que el recibo eléctrico de los usuarios con paneles solares se duplique, lo que, según Carmiol, podría desincentivar la adopción de esta forma de energía renovable.

En una reunión de la ARESEP en la que participó ACOGRACE durante el mes de diciembre, se discutieron estos temas y se identificaron dos problemas distintos: errores en la facturación y un error en la metodología en cuanto a cómo se calcula el costo del respaldo, que en la actualidad están en evaluación (ver).

Por ello, Julio Carmiol, presidente de la Asociación Costarricense de Grandes Consumidores de Energía (ACOGRACE), enfatizó la necesidad de abordar estas cuestiones de manera equitativa y transparente para garantizar que en el sector eléctrico no se generen cargas excesivas para los usuarios.

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Los tres ejes que se propone Longi para liderar el mercado chileno

Longi, la reconocida empresa fabricante de módulos fotovoltaicos, busca seguir desarrollándose en el mercado chileno con un enfoque puesto en la presencia local, la innovación tecnológica y las certificaciones que respaldan a sus productos.

“Hay tres puntos claves, el primero es que tenemos un equipo local, tanto comercial y técnico en la región y en los principales mercados de Latinoamérica, lo que genera un mayor feedback al cliente en el momento en que requiere algo de nuestra parte”, comentó Victoria Meza, Senior Sales Manager de Longi en Chile, durante el Latam Future Energy Southern Cone Renewable Summit organizado por Future Energy Summit (FES) en noviembre en el Hotel Intercontinental de Santiago.

El segundo aspecto tiene que ver con la innovación, ya que del total de los ingresos de la empresa entre un 6% y un 7% está destinado a investigación y desarrollo. 

“Esto significa que estamos liderando la investigación tecnológica y ofreciendo productos que se acomodan a los clientes, y el tercer punto tiene que ver con las certificaciones que nos respaldan como fabricantes”, agregó la representante de Longi.

Además, Meza remarcó que otro de los objetivos de la compañía es la “diversificación del portafolio”, teniendo en cuenta que desarrollan soluciones tanto para generación distribuida comercial e industrial, como para proyectos de gran escala. 

Cabe recordar que durante el evento de FES Longi presentó su nuevo producto Hi-MO7, un módulo fotovoltaico para proyectos de gran escala con celdas de tecnología HPDC y potencia de 610 W, que cuenta con tres mejoras: una eficiencia superior al 22.5%, un coeficiente de temperatura por debajo del 28% por grado centígrado y una reducción significativa en la degradación del módulo.

“Somos una empresa integrada verticalmente, tenemos control absoluto en lo que es la calidad de los productos que ofrecemos, ya que pertenecemos al proceso desde el lingote de silicio, el wafer, hasta la celda y finalmente el panel fotovoltaico”, concluyó la especialista.

Durante el primer semestre del 2023 Longi tuvo un shipment de 52 GW en wafers, 32 GW en celdas y 27 GW en módulos fotovoltaicos. Y para lo que respecta a 2024, se comprometió a establecer una nueva hoja de ruta basada en las tendencias y cambios del mercado. Si bien la empresa es reconocida en el sector de energía fotovoltaica, también se está posicionando en el campo del hidrógeno verde, especialmente apuntando a Latinoamérica para establecer proyectos pilotos.

 

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Efergía analizó las claves de mercado de las renovables en el Cono Sur

Maximiliano Morrone, director de Efergía, participó del ciclo de entrevistas «Protagonistas» de Energía Estratégica en el que aportó su mirada sobre la evolución de las energías renovables en el Cono Sur y el papel de la compañía en la cadena de valor.

Uno de los principales puntos abordados fue el avance de la generación distribuida regional, que si bien hay casos de éxitos como los de Brasil (más de 25 GW instalados) o Chile (2842 MW de PMGD y más de 210 MW de net billing), todavía existen una serie de retos y oportunidades para una mayor participación en las matrices energéticas. 

“Argentina debe tener 150 MW instalados de GD, pero sólo cerca de 30 MW declarados al sistema, por lo que hay un gran desafío en la regulación, donde todos los años se incorporaron nuevas provincias pero la adhesión de Buenos Aires llevará a que ese número crezca considerablemente este año”, sostuvo. 

Pero para que se desarrolle, Morrone reconoció que se requieren varios aspectos fundamentales: una buena reglamentación implementada, el costo de las tarifas energéticas y su vinculación con los repagos de los equipos, la disponibilidad de producto, personal capacitado y financiamiento verde. 

“Con ello vemos un panorama interesante para la promoción y desarrollo de la generación distribuida, empezando con el sector comercial – industrial que cuenta con el 60% de la demanda energética. Y creo que este año comenzará a despegar”, añadió.

Es decir que hay altas expectativas para este 2024 y desde Efergía compartieron su mirada para los tres países en los que hoy están presentes (Argentina, Paraguay y Uruguay) y coincidieron que todos ellos tendrán una curva ascendente, aunque cada uno con sus particularidades del mercado y de tecnologías con mayores perspectivas. 

Tal es así que para el caso de Argentina, el director de la compañía vaticinó que existe una gran oportunidad en el sector media tensión a partir del modelo chileno de PMGD (hasta 9 MW), tanto para proyectos del Mercado a Término de Energías Renovables (MATER) como de solar comunitaria. 

“Durante 2024 habrá un gran desarrollo y que oportunamente se podrá complementar con almacenamiento con el objetivo de penetrar mayores redes y llevar más soluciones a distribuidores. Eso permitirá el desarrollo de esquemas similares a PMGD donde la distribuida crecerá por los sectores comercial – industrial y residencial, sino también por sistemas conectados a media tensión”, apuntó. 

Además, Maximiliano Morrone observa un crecimiento y fortalecimiento del sector, tanto en utility scale donde ya hay muchos proyectos en construcción y en vías de desarrollo, y que bajo la mirada del especialista seguramente en dos meses se cerrarán adquisiciones de componentes principales. 

“Por el lado de Uruguay la tendencia seguirá, que comenzó a desarrollarse el sector comercial, en tanto que en Paraguay (Efergía inició operaciones a principios del 2023) se ve un rol importante del almacenamiento por calidad de red”, aclaró el entrevistado. 

Frente a ese panorama, Efergía buscará crecer en participación de mercado y ser aliado estratégico de los clientes y partners para el desarrollo de la energía solar como motor de la transición energética. 

Para ello, cuentan con acuerdos estratégicos con los principales tecnólogos a nivel mundial e incluso crearon Efergía Academy, un brazo dentro de la empresa que busca generar capacidades dentro del sector a través de cursos, con la que redoblarán su apuesta este año.

“Somos la única empresa que tiene un esquema de certificación a través del partnership con Huawei, lo que conlleva a la comunidad de instaladores más grande de Latinoamérica. Tenemos más de 200 empresas certificadas, con el objetivo de desarrollar la industria y con el fin de mejorar eso, en 2024 estamos lanzando el Efergía Academy Lab, el centro de capacitación que habrá en Argentina para energía solar en el ámbito de la generación distribuida”, explicó Morrone. 

“Tendremos más de 300 kW en distintas tipologías de sistemas disponibles para que, en ese ámbito, puedan capacitarse teóricamente y a nivel de práctica. Es una de las premisas y hay una fuerte inversión en ello”, agregó. 

Y cabe recordar que Efergía cubre todo el abanico de soluciones con una vasta presencia tanto a gran escala como para los segmentos, comercial, industrial y residencial en materia de GD, en donde cuentan con productos de entrega inmediata, lo que fomenta a que los desarrolladores de proyectos. 

“Esa estrategia que replicamos en los tres países nos dio muy buenos resultados y el sector comercial es donde tenemos el mayor éxito y alta penetración de participación de mercado. Mientras que el sector residencial también cuenta con soluciones híbridas, considerando que Huawei es el único proveedor mundial que todas sus soluciones residenciales son híbridas”. 

“Y por otro lado, el almacenamiento es una solución con la que ya tenemos tres proyectos comercializados en el último año (200 kW, 400 kW y hasta 2 MW) que están en pleno proceso de instalación. Es lo disruptivo que se vendrá en el sector, que potenciará exponencialmente la penetración de energías renovables, tanto para soluciones on – grid como off – grid, y es una solución que ya es costo eficiente, logró tener una paridad y ahorro con respecto al diésel, con lo cual hay una gran oportunidad”, subrayó Morrone.

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Exclusivo: el gobierno suspende transitoriamente la quita de subsidios a las tarifas eléctricas para hogares de sectores medios y populares

Tras la decisión del ministro de Economía, Luis Caputo, de cambiar el cronograma de aumentos de tarifas y adelantar la suba de la electricidad, en la Secretaría de Energía estaban trabajando sobre la letra chica de la resolución que va a actualizar el Precio Estacional de la Energía Eléctrica (PEST) para que los usuarios comiencen a abonar el costo real y se cumpla con la meta de reducir el déficit fiscal energético.

Sin embargo, fuentes cercanas al Ministerio de Economía confirmaron a EconoJournal que el gobierno evalúa ahora mantener el precio estacional para los hogares de clase media y sectores populares, es decir, para los usuarios del Nivel 2 (bajos ingresos) y el Nivel 3 (ingresos medios), por lo menos durante febrero y marzo. Los únicos que pagarían la tarifa plena serían los usuarios de Nivel 1, que representan poco más de un tercio del total.

Funcionarios del Palacio de Hacienda y de la Secretaría de Energía están terminando de definir en la tarde de este miércoles la letra chica de la resolución que definirá cuánto aumentarán los precios estacionales de la electricidad a partir de mañana 1º de febrero.

Lo que este medio pudo averiguar a partir de un relevamiento de fuentes públicas y privadas es que el precio estacional de la electricidad para los usuarios N2 seguirá siendo $ 2981 por megawatt por hora (MWh) y para los N3, 3756 pesos. Esos dos segmentos representan cerca de un 65% del total de hogares de todo el país. Mantener congelado el precio de la energía que está incluido en los cuadros tarifarios de las distribuidoras en lo referido a esos niveles implicará que el Estado seguirá costeando subsidios por entre 100 y 200 millones de dólares más por mes. Se prevé que la quita se subsidios para sectores medios y populares recién se retome probablemente a partir de abril.

Los únicos hogares que sufrirán un incremento del costo de la energía en sus facturas serán los del Nivel 1 (altos ingresos), que en enero pagaron $ 21.000 por MWh consumido y a partir de febrero pagarán cerca de 50.000 $/MWh, es decir, el costo real de la electricidad que en el primer trimestre del año promediará los US$ 57,6 por MWh, según la programación estacional de Cammesa, la empresa que administra el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM).

Marcha atrás

¿Cuál es la razón de la suspensión de la quita de subsidios? Básicamente, el gobierno prefiere no modificar el statu quo de los niveles 2 y 3 hasta haber oficializado cómo se implementará la “Canasta Básica Energética” (CBE), la nueva herramienta con la que el gobierno pretende asignar los subsidios a los hogares.

La CBE, que contemplará una subvención para una determinada cantidad de kWh por mes, podría llegar a aplicarse recién durante el segundo trimestre de 2024. Pero para avanzar en esa dirección, una condición necesaria es realizar una nueva audiencia pública en la que la Secretaría de Energía precise cómo funcionará el nuevo esquema de subvención a las tarifas energéticas y en base a qué elementos o variables está estructurado el nuevo sistema de subsidios. La convocatoria a la audiencia pública se oficializará en los próximos días, tal como adelantó este medio.

El Ejecutivo no quiere, además, incumplir el decreto 332/2022 sancionado por el gobierno de Alberto Fernández, que dispuso la creación del régimen de segmentación tarifaria. Esa norma establece que para los usuarios del Nivel 2, la actualización del componente ‘energía’ (precio estacional) equivaldrá a un incremento porcentual total anual en su factura que no podrá superar el 40% del Coeficiente de Variación Salarial (CVS) del año anterior. Para los hogares N3, el aumento no podrá superar el 80% del CVS.

La decisión oficial responde, en el fondo, a la necesidad de evitar lo que ocurrió con el fallo Cepis, la sentencia que anuló el aumento de tarifas del gas para usuarios de todo el país dispuesto por el gobierno de Mauricio Macri en 2016.

, Loana Tejero

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TotalEnergies a punto de cerrar un acuerdo con OMV por US$ 903 millones

La petrolera francesa TotalEnergie firmó un acuerdo con la austriaca OMV para comprarle por US$ 903 millones una participación del 50% de una filial que produce gas en Malasia.
Los US$ 903 millones que pagará por SapuraOMV incluyen un préstamo de US$ 350 millones que le concedió OMV a esa empresa de Malasia.

El cierre de la operación, que está condicionada a los procedimientos habituales, en particular las aprobaciones de las autoridades de regulación, se espera para finales del primer semestre de 2024

Los principales activos de SapuraOMV son participaciones del 40% y del 30% en dos bloques situados en aguas de Malasia, frente a la costa de Sarawak.

En 2023 su producción fue de unos 500 millones de pies cúbicos diarios de gas natural destinado a la planta de licuado de Bintulu, operado por Petronas, así como 7.000 barriles diarios de condensados

En uno de los dos bloques, en el segundo semestre de este año debe comenzar la explotación de un campo gasístico, el de Jerun.

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La demanda residencial de electricidad creció un 3,1% en 2023

La demanda residencial de energía eléctrica a nivel nacional creció un 3,09% respecto a 2022, según se desprende del informe anual que elabora la Asociación de Distribuidores de Energía Eléctrica de la República Argentina (Adeera). A su vez, durante el año pasado, se registró un incremento del 1,99% de la demanda eléctrica nacional.

La demanda no residencial menor a 300 kilowatts (kW) creció solo el 0,81%, mientras que la demanda no Residencial igual o mayor a 300kW decreció un 2,01%. Por su parte, el segmento de grandes usuarios del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) registró un crecimiento del 2,09 por ciento.

Focos de consumo

Del análisis interanual surge que la demanda de Gran Buenos Aires (GBA) y la Ciudad de Buenos Aires, zona donde se concentra la mayor participación en el total de energía consumida en el país, creció un 1,77%. El consumo representó el 38,51% del total de la energía consumida.

En cuanto a la participación en la demanda de cada provincia, luego del GBA y CABA, se ubicaron Entre Ríos con un crecimiento del 2,05%, Mendoza con 2,09% y Salta con un 2,11 por ciento.

Las tres provincias de mayor crecimiento interanual, superior al 7%, fueron Santa Cruz (7,12%), Santiago del Estero (7,23%) y Formosa (8,05%). En cambio, los menores niveles de crecimiento se registraron en San Luis (-4,76%), Santa Fe (-2,03%) y Chubut (-0,68%).

Crecimiento interanual

Respecto al crecimiento mensual de la demanda a lo largo de 2023, comparando con el año anterior, el marzo se registró el mayor crecimiento interanual de consumo, que significó el 30,18%. En cambio, en diciembre se presentó la mayor caída, con una disminución del 8,67%, respecto a igual mes de 2022.

, Loana Tejero

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Un bus eléctrico con chasis de fabricación local comenzará a circular por el AMBA

El prototipo argentino de bus eléctrico ya tiene 30.000 kilómetros de pruebas totalmente satisfactorias y hace un año se iniciaron las gestiones de homologación ante la Secretaría de Industria.La posibilidad de contar con un colectivo 100% eléctrico con chasis de fabricación nacional circulando por las calles de la ciudad de Buenos Aires podrá ser una realidad dentro de pocos meses, una vez que se completen los trámites de la homologación que permitirá concretar un proyecto de cinco años que estuvo a punto de quedar trunco por la pandemia de coronavirus.

La opción de contar con un vehículo “made in Argentina” de la línea 28, que une Puente de la Noria con Ciudad Universitaria y que altere, al menos mínimamente, el monopolio de unidades chinas en toda América Latina, estará a cargo de Agrale, como primer paso para lo que podría derivar en la fabricación de más unidades.

Sin contar los trolebuses, que elevarían la cifra a 5.076 unidades, en América Latina hay en circulación unos 2.000 buses eléctricos “y los 2.000 son chinos”, destacó Ignacio Armendáriz, director y gerente comercial de Agrale.

Por entonces, la empresa fabricó el chasis para un bus eléctrico de dimensiones estándar (12 metros de largo, 17 toneladas de pesos y capacidad para 70 pasajeros parados y sentados) y formalizó un joint venture con la compañía inglesa Equipmake, formada por exingenieros de Fórmula 1 (su director general, Ian Foley, trabajó en Lotus, Benetton y otras escuderías), que en la actualidad se dedican al desarrollo de motores eléctricos de transporte para servicios pesados. “Allí se hicieron cargo del motor, las baterías y el software que controla el funcionamiento de la unidad”, detalló Armendáriz, quien recordó que “cuando comenzaron las pruebas, estalló la pandemia y todo se demoró, porque teníamos que mandar la unidad para que fuera homologada por laboratorios ingleses que, obviamente, estaban cerrados”.

Una vez superada la fase crítica de la pandemia, se hicieron las homologaciones correspondientes en el Reino Unido y se trajo la unidad a la Argentina.

Según Armendáriz, “el bus ya tiene 30.000 kilómetros de pruebas totalmente satisfactorias y hace un año se iniciaron las gestiones de homologación ante la Secretaría de Industria, algo que lleva bastante tiempo por la complejidad de los trámites”.

Al respecto, explicó que la homologación lleva dos etapas: la primera es por el chasis y se llama Constancia Técnica; en tanto la segunda es por la unidad completa, una vez montada la carrocería y se denomina Licencia de Configuración de Modelo (LCM).

“La primera homologación está lista y estamos trabajando en la segunda con la empresa de carrocerías TodoBus; estimamos que estará en uno o dos meses. Una vez que esté todo completo, la unidad saldría a circular en una línea del AMBA, que en principio sería la 28”, adelantó.

En cuanto a la performance del vehículo, Armendáriz la calificó como “excelente”, con una autonomía de 250 km a 280 km, equivalente al recorrido total de un bus urbano en una jornada.

Desde hace años, Mendoza cuenta con un sistema de trolebuses. “Con el equipo adecuado, el período de recarga demanda cuatro horas”, indicó, para dar paso a una eventual segunda etapa si el lanzamiento es exitoso: el inicio de la producción de más unidades, tanto para el mercado local como para el de otros países de América Latina, a pesar de las condiciones notoriamente desiguales con las compañías chinas.

Pero Armendáriz cree tener la carta de triunfo en la circunstancia que “los chinos ofrecen unidades terminadas, pero en América Latina la costumbre es que el cliente elija la carrocería”.

“Por eso, nuestro proyecto es hacer un chasis autónomo y sobre ese chasis el cliente puede elegir la carrocería”, explicó, para añadir que Agrale “no tiene ningún problema en cuanto a capacidad de producción”, ya que los chasis se montarían en la planta de la empresa en la localidad bonaerense de Mercedes.

Las complicaciones, en rigor, no se centran en la producción de vehículos sino en la falta de una infraestructura de apoyo y el financiamiento necesario para su desarrollo: “una flota no se transforma en eléctrica de la noche a la mañana”, advirtió, “ya que si una línea quiere muchos colectivos eléctricos va a necesitar de una instalación importante, con unos 50 cargadores y una subcentral eléctrica a su disposición”.

En ese aspecto, Armendáriz limita a dos los problemas principales para desarrollar una industria de buses eléctricos local”, como son “la competencia de los chinos y la falta de políticas públicas que ayuden a la transformación de la flota”.

Entre estas últimas, los obstáculos al financiamiento se ubican en los primeros puestos, si se tiene en cuenta que si bien “el costo operativo de una unidad eléctrica es tremendamente menor al de una con motor de combustión interna”, el problema estriba en la inversión inicial debido a que “un colectivo común está en unos US$ 180.000 y uno eléctrico en US$ 400.000”.

“En ocho años se podría amortizar la inversión, pero para eso hace falta créditos de largo plazo, porque no cualquiera puede dar ese paso ni mucho menos disponer de la electricidad suficiente para cargar una flota de 50 buses”, manifestó.

Los ejemplos de experiencias exitosas al respecto no están muy lejos, al punto que Armendáriz destacó una iniciativa de la municipalidad de Montevideo, donde ya circulan más de 30 buses eléctricos.

“El municipio compra un colectivo usado, lo paga como si fuera nuevo y con ese dinero obliga al transportista a comprar uno eléctrico, podría decirse que es un subsidio encubierto”, indicó, en un contexto regional donde “los chinos muestran una gran agresividad en el momento de venta, con precios 20% más baratos”.

La Argentina tiene un retraso relativo en América Latina respecto de la electromovilidad en general y al impulso de los buses eléctricos en particular, con apenas 22 unidades a batería concentradas en dos ciudades y 77 trolebuses en otras dos, respectivamente el 0,55% y el 7,24% del total de unidades en circulación en la región.

En un contexto marcado por los compromisos asumidos en el plano internacional de cara al 2030 y el 2050, la necesidad de avanzar en el desarrollo de una red de transporte público eléctrico enfrenta el dilema de cómo hacerlo sin comprometer los criterios de producción local.

Para Claudio Damiano, profesor del Instituto del Transporte de la Universidad de San Martín, “la mejor forma de reemplazar flotas es hacerlo de golpe, con licitaciones de 400 a 500 buses”, por entender que “reemplazar colectivos de a poco no dio buenos resultados”.

“Los países que avanzaron más rápido fueron directamente a licitaciones de muchos buses e incorporaron de a cientos los colectivos en las líneas más importantes, en lo que generalmente fueron operaciones con rédito político, porque tenían problemas de contaminación o de congestión y ruido”, indicó Damiano, en referencia a las dos ciudades latinoamericanas con mayor presencia de transporte público eléctrico, como Santiago y Bogotá.

En la Argentina, fuera de los 18 buses eléctricos en Mendoza y los cuatro en San Juan (además de los servicios de trolebuses en Rosario y Córdoba), el resto del país no cuenta con unidades en circulación, más allá “una iniciativa en CABA con la línea 59, que no prosperó”, recordó Sergio Alvaro, presidente de la Asociación Argentina de Vehículos Eléctricos y Alternativos (Aavea).

Para Alvaro, las opciones de incorporación de buses no pueden despegarse de la situación económica general: “somos un país con mucha cultura de colectivo, tenemos fábricas de carrocerías, chasis y todos los implementos en general, convertir un colectivo a eléctrico no debería ser tan complejo, pero tenemos que esperar a ver cómo van a evolucionar las cosas, porque en la actualidad importar motores o tratar de fabricarlos aquí, es bastante complejo”.

Roberto Stazzoni, responsable de Electromovilidad de ABB, aseguró que “están dadas las condiciones para ensamblar buses eléctricos en la Argentina” en paralelo con Brasil, que está “armando algo interesante” en la materia y ya es el cuarto país de la región (tercero si se excluyen los trolebuses) en cantidad de unidades.

“Lo central es la batería, que es carísima, pero todo lo demás se puede resolver. Resuelta la batería, tenés resuelto el bus”, aseveró, para agregar que “una veta interesante para explorar en la Argentina es el retrofit, la conversión de viejos colectivos convencionales en eléctricos, que podría generar muchos puestos de trabajo”, y puso de relieve al respecto “las experiencias en San Juan y en la Universidad de La Plata”.

Si bien se mostró partidario de los cambios masivos en las flotas de transporte, Damiano advirtió que “el modelo de shock, de reemplazar líneas enteras, va en contra de los criterios de producción local”, en tanto implica la incorporación de unidades completas y en los reemplazos paulatinos, “a medida que van saliendo de fábrica”.

Sin embargo, de cara al cambio global de infraestructura que implica la electromovilidad, aseguró que “eso es algo a los que le rehúye la gente que conoce el tema y los primeros son los del mundo financiero”.

“Y eso es así – explicó- porque quieren tener certezas sobre lo que va a ser el flujo de fondos de la operación y se preguntan cómo se van a comportar esos colectivos, cuántas veces se rompen, cuánto cuesta repararlos, qué vida útil tiene la batería, cómo afectan las indisponibilidades de cada colectivo al servicio general, etc”.

En ese marco, planteó, “se cae en la compra a firmas con historia, con estadística, que hayan construido buses en operación hace muchos años y que uno pueda verlos y tratar de modelar hacia el futuro lo que pasó con esa marca y con ese modelo”.

“Los únicos que tienen esto para ofrecer son los chinos”, sentenció, para añadir que “BYD es la fábrica más grande del mundo, y en el resto del mundo no hay fábrica que siquiera se arrime a las tres o cuatro más importantes de China”.

En cuanto a la situación en el Área Metropolitana de Buenos Aires, puntualizó el problema de jurisdicción como uno de los principales obstáculos, ya que “la potestad de ordenar el cambio de las unidades es algo difusa y no se sabe bien quién la tendría”, entre la Nación, la provincia de Buenos Aires y CABA.

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China descubre un gran yacimiento de petróleo

China, uno de los países que más crudo consume, acaba de descubrir un yacimiento de petróleo con unos 107 millones de toneladas, equivalente a más de la mitad de su producción anual, en la provincia central de Henan, informó el diario hongkonés South China Morning Post.

Este campo podría convertirse en “una nueva base de recursos”, según la televisión estatal CCTV, mientras que analistas apuntan que aportaría casi un tercio de la producción total de petróleo y gas del país asiático, dependiente en buena medida del crudo importado desde países como Rusia (un 19% del total) o Arabia Saudí (15%).
En 2023, China produjo unos 208 millones de toneladas de crudo e importó otros 564 millones, por lo que la tasa de dependencia de importaciones supera el 70%.

El país asiático es el mayor comprador a nivel global de petróleo debido a la alta demanda derivada de su condición de número uno en la tabla de productores industriales del planeta.

Ante las tensiones e incertidumbres en el panorama geopolítico, las autoridades chinas están tratando de impulsar la autosuficiencia en campos estratégicos como el energético, con esfuerzos renovados por hallar yacimientos de petróleo o fuertes inversiones en fuentes de energía alternativas que ayuden asimismo a cumplir con los compromisos en materia de reducción de emisiones de carbono.

“China también está explorando nuevos tipos de combustibles fósiles como el gas de lutita o el ‘hielo combustible’, por lo que su demanda de petróleo alcanzará un punto de inflexión”, aseguró el presidente del laboratorio de ideas Guangdong Society of Reform, Peng Peng.
El analista alude al impulso de Pekín hacia tecnologías como los vehículos eléctricos, las baterías de litio o las células fotoeléctricas para reavivar la economía, reducir la demanda de petróleo y rebajar las emisiones de carbono.
Según datos del Ministerio de Recursos Naturales, las reservas de petróleo de China alcanzaron unos 3.800 millones de toneladas en 2022, lo que la sitúa en el decimotercer puesto con un 1,58% del total global.
Las reservas chinas equivalen únicamente a un 9% de las de Venezuela o a un 10% de las de Arabia Saudí, los dos líderes de la tabla, apunta South China Morning Post. 

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Las 41 empresas que apuestan al litio en Argentina: cuánto exportarán y qué esperar del precio

La demanda del litio continuará in crescendo en los próximos años y estará dominada por el uso para vehículos eléctricos. El precio para su aplicación en baterías aún no tocó mínimos, pero hacia 2030 aumentaría en búsqueda del equilibrio entre la oferta y la demanda. Con 64 proyectos, Argentina es el segundo país en recursos y el tercero en reservas, actualmente es el cuarto productor global pero se proyecta que sea el tercero hacia finales de la década. Son algunos de los datos que se desprenden del resumen de un informe ‘Estudio de Mercado del Litio en Argentina por Proyecto […]

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Hacia un futuro sostenible: Maipú construyó el primer parque solar del sector privado en Argentina

El objetivo de este proyecto es sustituir la totalidad de la energía eléctrica utilizada proveniente de fuentes fósiles por energía renovable, convirtiéndose de esta manera en la firma impulsora del proyecto de generación distribuida comunitaria de mayor magnitud hasta el momento en el país. La política corporativa de Mundo Maipú va en concordancia con el programa de reducción y compensación de emisiones de gases de efecto invernadero que lleva adelante el gobierno provincial, a través del Ministerio de Servicios Públicos y EPEC. Dicho programa apunta hacia una descarbonización de la matriz energética por medio de la incorporación y fomento de […]

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Las distribuidoras eléctricas aún mantienen una deuda de $ 307.000 millones con Cammesa

La Secretaría de Energía también advierte de un “manejo bastante opaco” del Fondo Unificado de la recaudación entre distribuidoras y generadoras en los últimos 20 años. Las distribuidoras y cooperativas eléctricas de todo el país mantenían a fines del año pasado una deuda por más de $ 307.000 millones con la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (Cammesa) por los incumplimientos de los pagos por la energía recibida, una situación considerada por las actuales autoridades energéticas como parte de los problemas recaudatorios que atentan contra la autosuficiencia económica del sistema, tanto por el atraso de las tarifas como por el […]

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Mendoza suma inversiones hidrocarburíferas y marca el sendero de recuperación del convencional

La ministra de Energía y Ambiente, Jimena Latorre recorrió, junto a miembros de su gabinete, el bloque Confluencia Sur, en Malargüe, donde Aconcagua Energía perforó, por primera vez, con equipo propio. Además, la empresa anunció una nueva perforación que completa los doce pozos de un área que no se trabajaba desde hace siete años. Mendoza sigue sumando inversiones en materia de hidrocarburos, gracias al trabajo y la inversión de operadores independientes: Aconcagua Energía (AE), tercer productor de petróleo crudo en la provincia, sumó una nueva perforación en el área Confluencia Sur, en Malargüe, además de anunciar la puesta en marcha […]

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La Federación Argentina de Trabajadores de Luz y Fuerza anunció la medida para el próximo 5 de febrero

Tras fracasar las negociaciones paralelas, la Federación Argentina de Trabajadores de la Luz y la Fuerza decidió decretar un paro total de actividades el próximo 5 de febrero. Según se informa, ha habido una disminución del 25,5% en los salarios del sector en todas las actividades, incluidas la generación, la distribución y el transporte. Guardias mínimas se mantendrán, dado que es una actividad fundamental. Lauro Paz, secretario general de Luz y Fuerza de Salta, declaró: «Estamos preocupados, termina enero y los compañeros no tienen su paritaria». La organización liderada por Guillermo Moser anunció que adherirán al paro el personal técnico, […]

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Criptoenergía: La minería en Vaca Muerta

En algunos de sus pozos de la Cuenca Neuquina, Tecpetrol está mitigando digitalmente el venteo. ¡Eso es noticia! La otra noticia es que el desarrollo se realizó en un tiempo récord. El segundo y mayor proyecto de mitigación de venteos digitales realizado en Argentina ya está en marcha en Los Toldos II Este, en el corazón de la Cuenca Neuquina. Hablamos con Emiliano Katcoff, Ingeniero de Instalaciones, y Franco Ciucci, Experto en Servicios de Pozo: Franco actuó como Líder de Proyecto transversal mientras que Emiliano tuvo el rol de Líder de Proyecto para esta tarea. ¿Los temas de la charla? […]

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Pascua Lama: Barrick Gold presenta plan de cierre ante el SEA de controvertido proyecto

La minera canadiense anunció el ingreso de un plan de cierre ante los organismos medioambientales chilenos del proyecto Pascua Lama, ubicado en Alto del Carmen, región de Atacama. Con un plan de cierre a 10 años que incluye una inversión por US$136 millones, Barrick Gold presentó un nuevo Estudio de Impacto Ambiental (EIA) ante el Servicio de Evaluación Ambiental (SEA), el que daría por finalizado el proyecto Pascua Lama por el lado chileno, presentado en 2001 y en donde se proyectaba la explotación de oro, plata y cobre, además de otros minerales presentes. El plan de cierre Según Marcelo Álvarez, […]

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¿Déficit financiero cero en 2024? Las dudas del mercado sobre el objetivo de Luis Caputo

La decisión oficial de retirar el capítulo fiscal de la Ley Ómnibus obligará al Gobierno argentino a ajustar los gastos, dado que tendrá un límite para los ingresos. Por si quedaba alguna duda de si el Gobierno apuntaba a eliminar el déficit financiero en 2024 o si se conformaba con simplemente eliminar el déficit primario —es decir, lograr equilibrio fiscal sin contar los servicios de deuda— el secretario de Finanzas de la Nación, Pablo Quirno, aclaró en la red social X: “Vamos a déficit financiero cero igual”. Sin embargo, no son pocas las voces en el mercado argentino que dudan […]

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Diversidad y política de género en el sector Oil & Gas: el desafío pendiente

Menos del 45% de la industria petrolera local tiene hoy una política de género. Cuál es el escenario en Latinoamérica. La agenda sobre diversidad e inclusión laboral en Argentina aún presenta varios matices. La representación de mujeres en la máxima conducción de las 1.000 empresas argentinas que más facturan en el país sigue siendo baja, en comparación con el resto del mundo. El informe de diciembre de 2023 realizado por la consultora KPMG indica que, entre más de 6.000 miembros de directorios analizados, solo 17,5% son mujeres. En 2022 ese porcentaje fue de 16%. En tanto que las presidencias están […]

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Informe de la CIQyP® sobre el comportamiento y evolución del sector

Programa de Cuidado Responsable del Medio Ambiente®: Indicadores de Desempeño de la Industria Química y Petroquímica. La industria química y petroquímica argentina es un sector innovador y estratégico, el cual lleva adelante un modelo económico y social basado en el desarrollo de soluciones indispensables para la vida cotidiana del ser humano. La reseña se lleva adelante desde el año 2012, y la actual muestra la evolución de los indicadores de desempeño entre el 2020 y el 2021, elaborado en función de los datos reportados por las empresas adheridas dentro de los compromisos para con el PCRMA®. En Argentina, el Programa […]

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El MATER de Argentina sumará otros 125 MW de proyectos solares con prioridad de despacho

La Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico SA (CAMMESA) publicó todos los proyectos que obtuvieron prioridad de despacho en el llamado correspondiente al cuatro trimestre del Mercado a Término de Energías Renovables (MATER). 

Finalmente CAMMESA asignó a los tres proyectos fotovoltaicos presentados en esta convocatoria para el mercado entre privados, por lo que 125 MW se sumarán al Noreste Argentino (NEA), corredor que sí tenía capacidad de transporte disponible. 

MSU Energy había solicitado prioridad de despacho por 60 MW a 90 MW para su parque solar la Escondida (la central más grande para esta convocatoria con 120 MW de potencia), a lo que tras el desempate dado, CAMMESA le asignó 60 MW en el MATER Pleno y otros 30 MW bajo el mecanismo Referencial “A”. 

De este modo, MSU vuelve a ser adjudicada en un llamado del Mercado a Término luego lo hecho entre 2022 y 2023 con los parques solares Pampa del Infierno (125 MW), Villa Ángela V (30 MW), Sáenz Peña III (40 MW) y Castelli II (10 MW), por lo que la compañía que preside Manuel Santos de Uribelarrea ya suma 295 MW dentro del MATER.

Mientras que por el lado de Solar DQD, CAMMESA le otorgó 35 MW de prioridad de despacho para sus plantas fotovoltaicas Quitilipi y Tres Isletas. Es decir que le adjudicó la potencia máxima solicitada por la compañía para cada parque (15 MW y 20 MW, respectivamente). 

Aunque cabe aclarar que esa capacidad no ingresará en el MATER Pleno, sino que fue concedida bajo el esquema que plantea un curtailment de hasta 8% hasta tanto se ejecuten las obras de transporte que permitan evitar las limitaciones.

Y cabe aclarar que sólo hubo pocas centrales presentadas a la magra capacidad disponible en las redes, la incertidumbre generada a raíz del cambio de gobierno y la devaluación monetaria, como porque algunas empresas se encuentran trabajando en la puesta en marcha de los parques adjudicados en la licitación RenMDI o enfocadas en “AlmaMDI”, la convocatoria que lanzó el gobierno anterior para presentar manifestaciones de interés para incorporar, gestionar y financiar sistemas de almacenamiento de energía eléctrica (ver nota), teniendo en cuenta que la misma cierra en marzo del corriente año. 

Lo cierto es que, tras este resultado, los proyectos ganadores de esta convocatoria deberán efectuar el pago requerido para dejar firme la asignación de prioridad de despacho, tanto Plena como Referencial A. 

Y esos 125 MW de capacidad se añadirán a las 4401,4 MW adjudicados con prioridad de despacho a lo largo de 101 proyectos (79 en MATER Pleno y 22 en Ref. “A”); aunque cabe aclarar que sólo 52 parques fueron habilitados comercialmente (1333,7 MW entre ambos mecanismos).

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Preocupación por barreras a energías renovables de base en Guatemala

Guatemala debe convocar próximamente a un proceso de licitación competitivo para adjudicar nuevos contratos de generación a partir del 2030, ya que en ese año se vencen acuerdos previos por más de 1065 MW que cubren el suministro eléctrico de las tres distribuidoras más grandes del país.

Tal es así que, en el sector eléctrico pareciera inminente, durante este año, el lanzamiento de la Licitación PEG-5 que se perfila como la más grande de su historia, en caso de que se cumpla el supuesto de contratarse entre 1000 MW a 1400 MW.

Ahora bien, algunas preguntas que empiezan a resonar son: ¿habrá cuotas de participación por tecnología? ¿Existen los recursos para llevar a cabo ese volumen de centrales? ¿Se eliminarán las barreras para ejecutar nuevos proyectos?

Al respecto, un profesional del sector energético guatemalteco consultado por Energía Estratégica destacó que el nivel de recursos humanos formados para llevar a cabo estos proyectos es alto y que los desafíos no correrán por el lado de la fuerza laboral y su capacitación sino por la necesidad de ser más eficientes en el consumo para disminuir los requerimientos de energía y para generar las condiciones llevar a cabo nuevos proyectos sostenibles.

De allí, en conversación con este medio, el profesional subrayó la importancia de la participación de las energías renovables no solo variables sino también de base para ampliar el parque de generación actual. Y, al respecto, advirtió que tecnologías como la hidroeléctrica, geotérmica y biogás cuentan con amplio potencial aún no aprovechado del todo en el país.

Las problemáticas que enfrenta cada tecnología mencionada serían singulares y se requeriría de la acción del estado para garantizar el porvenir de los proyectos.

En el caso de hidroeléctricas, se indicó que existen proyectos con concesiones aprobadas que aún no pueden iniciar operaciones por conflictos con comunidades locales.

“Han habido iniciativas privadas en las cuales quieren colocar generadoras hidroeléctricas, pero las comunidades cercanas no dejan avanzar a los proyectos; o sea, las empresas empiezan a trabajar y hay ocasiones en las cuales las comunidades han quemado los equipos que se han llevado al sitio”, cuestionó el referente del sector energético.

Ahora bien, también agregó que existen problemas de fondo ya que “algunos proyectos ya instalados han dejando a comunidades cercanas a las hidroeléctricas con poca o nulo acceso agua y, sumado a ello, el hecho de que esas comunidades no tengan acceso a la electricidad las hace ajenas a los beneficios de los proyectos, eso es lo que la gente ha peleado. Pero no son todas víctimas, en algunos casos hay revoltosos que les gusta sacar ventaja de todo lo que se está haciendo, promoviendo marchas para que las comunidades se enfrenten a la iniciativa privada”.

Por otro lado, está la geotermia. Guatemala rica en potencial geotérmico por sus más de 30 volcanes y recurso excepcional, ya registra sus primeras experiencias de centrales geotérmicas. Sin embargo, el profesional consultado llamó a generar más transparencia y competencia, generando las condiciones para una participación privada activa en la generación geotérmica.

“El problema es que la concesión la tiene el Estado. El Estado también es un participante del mercado, han hecho cosas no tan claras y los proyectos han quedado como en el aire y aunque han venido entidades que quieren apoyar la exploración y después explotación, sólo se quedan en instancias de estudios”, observó.

En el caso de bioenergías, el potencial también sería enorme. Mientras que los ingenios para biomasa cuentan con aproximadamente un 30% de participación de la matriz energética local, los vertederos para biogás se toparían con barreras adicionales para contribuir a la red.

“Tenemos ya instalados 5 MW de biogás aquí en la ciudad Capital, pero tenemos muchos vertederos municipales y algunos otros que son clandestinos, pero ¿cuál es el problema? quien administra es la Municipalidad -porque la Municipalidad de cada municipio es que administran los basureros y los vertederos-, pero los que mandan son los pepenadores o los guajeros, las personas que están recolectando la basura en los vertederos. Entonces a los proyectos le da la concesión y le da el permiso la municipalidad pero al final de cuentas también hay que pedirles permiso a los recolectores y si, por ejemplo, alguna tubería de gas se quiebra por cualquier razón, hay que pedirles permiso a ellos para poder hacer el trabajo. Eso debe terminar”, declaró.

Retomando la idea de que la Licitación PEG-5 podría ser la más grande de la historia de Guatemala, el profesional consultado advirtió la necesidad de no sólo seguir sumando nueva generación, sino además atender medidas de eficiencia energética.

En tal sentido, señaló que la figura del gestor de energía certificado se vuelve central para acompañar la eficientización de procesos productivos de alta demanda energética para el país.

En adición, socializar conceptos y procesos del sector energético a las comunidades resultaría clave, no sólo para que los usuarios mejoren su consumo sino además que se logre una mayor aceptación de proyectos de generación renovable.

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Se abren más de 40 puestos de empleo en renovables para América Latina: se destacan 3 países

El mercado laboral de energías renovables está experimentando un crecimiento significativo en la región, reflejado en un aumento de las oportunidades laborales y la expansión de las empresas.

En las últimas 24 horas se publicaron más de 40 vacantes de empleo de energías renovables para América Latina en la red social Linkedin. Los principales mercados a los que apuntan las empresas son Brasil, México y Chile, con oportunidades en diferentes ciudades y regiones de cada país. También hay vacantes en Argentina y Guatemala.

Las búsquedas abarcan gran variedad de puestos, pero los perfiles más solicitados son ingenieros y vendedores del sector solar fotovoltaico. Si bien la mayoría son de modalidad presencial, algunas contemplan trabajo en remoto e híbrido, que combina lo presencial con el teletrabajo.

Entre las principales empresas que publicaron vacantes están AFRY, Nextracker, TotalEnergies y Siemens Gamesa.

Las ofertas laborales van en sintonía con la tendencia de crecimiento de las renovables en América Latina, ya que los principales puestos apuntan al sector de energía fotovoltaica, con excepción de algunas vacantes para el área de eólica.

Ver una por una las oportunidades de empleo vacantes publicadas en LinkedIn en las últimas 24 horas

Empleo
Empresa
País
Modalidad

DSP – Ingeniero digital RTL
Marvell Technology
Argentina, Córdoba

Especialista en Puesta en Marcha III (Ingeniero de Procesos de Campo)
Worley
Argentina, Salta
Presencial

Analista de Sostenibiliad Integral
METARH
Brasil
Presencial

Consultor de Ventas
Elevo Energy
Brasil
Remoto

Diseñador Fotovoltaico
TAB Brasil
Brasil, Joinville, Estado Santa Catarina
Presencial

Ingeniero Ambiental
AFRY
Brasil, Araguaia River, Estado Pará
Híbrido

Consultor de Ventas (Energía Solar)
Criative Soluções e Estrategias Comerciais
Brasil, Araxá, Estado Minas Gerais,
Presencial

Diseñador de Plantas Solares Fotovoltaicas
Callieres Engenharia
Brasil, Belo Horizonte, Estado Minas Gerais
Presencial

Analista de Energía
BNE Brasil
Brasil, Itapema, Estado Santa Catarina
Presencial

Venta de Energía por Suscripción y Energía Solar
C&P Energia Renovável
Brasil, Joinville, Estado Santa Catarina
Presencial

Ingeniero forestal
Select RH
Brasil, Mateus Leme, Estado Minas Gerais
Presencial

Técnico en Seguridad de Trabajo
BNE Brasil
Brasil, Natal
Presencial

Consultor de Ventas (Energía Solar)
Criative Soluções e Estrategias Comerciais
Brasil, Patrocínio, Estado Minas Gerais
Presencial

Consultor de Ventas (Energía Solar)
Criative Soluções e Estrategias Comerciais
Brasil, Praia Grande, San Pablo
Presencial

Técnico ambientalista
Nacional RH
Brasil, Río de Janeiro
Presencial

Analista de Planeamiento
FiberX
Brasil, San Pablo
Presencial

Purchaser
Vestas
Brasil, San Pablo
Presencial

Analista Senior de Sostenibilidad
Sucel Consultoria de Recursos Humanos
Brasil, Santos San Pablo
Presencial

Ingeniero Ambiental
BNE Brasil
Brasil, Saúde Bahía
Presencial

Ingeniero en Diseño Mecánico
Nextracker Inc
Brasil, Sorocaba, San Pablo
Presencial

Consultor de Ventas (Energía Solar)
Criative Soluções e Estrategias Comerciais
Brasil, Uberlândia, Estado Minas Gerais
Presencial

Analista de Soporte Comercial Energía Solar
Kato Consultoria e Treinamento
Brasil, Vila Velha, Estado Espírito Santo
Presencial

Modelador Financiero Senior
Mainstream Renewable Power Latam
Chile, Las Condes, Región Metropolitana de Santiago
Híbrido

Técnico de Servicio – Mantenimiento de Aerogeneradores, parque eólico
Siemens Gamesa
Chile, Región Antofagasta
Presencial

Coordinador ambiental
Total Energies
Chile, Región Metropolitana de Santiago
Híbrido

Jefe Ingeniería Renovables
TRACTBEL
Chile, Región Metropolitana de Santiago
Híbrido

Técnico de plomo de elevación pesada
Siemens Gamesa
Chile, Región Metropolitana de Santiago
Presencial

Gerente de Energía
Solvo Global Careers
Colomba, Barranquilla, Atlántico
Presencial

Gerente de Energía
Solvo Global Careers
Colombia, Perímetro Urbano Bucaramanga, Santander
Presencial

Senior Customer Originator
SOLARPACK
Colombia, Distrito Capital
Presencial

Ingeniero Eléctrico
STRATEGY 360 Business
Colombia, Medellín, Antioquia,
Presencial

Gerente de Energía
Solvo Global Careers
Colombia, Medellín, Antioquia,
Presencial

Técnico de campo
Heifer International
Guatemala
Presencial

Especialista en Energías Renovables
Bright Inc
México
Remoto

Appointtment Setter
Own Solar LLC
México
Remoto

Controller
Bright Inc
México
Remoto

Jefe de Financiamiento de Proyectos
Bright Inc
México
Remoto

Analista de Mantenimiento en Energía Solar
Bright Inc
México
Remoto

Eléctrico
ADNADITSYSTEMS
México, Juárez, Chihuahua
Presencial

Líder de cuadrilla
Battery Master
México, Monterrey, Nuevo León
Presencial

Ingeniero Energético
Essity
México, Monterrey, Nuevo León
Presencial

Consultor/Ingeniero de Energía Eólica
DNV
México,Querétaro Arteaga
Híbrido

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Los principales desafíos de la industria de hidrógeno verde en Chile para 2024

Chile se está desarrollando en el hidrógeno verde (H2V) como una de las principales claves para lograr su objetivo de descarbonización. El Plan de Acción de Hidrógeno Verde se encuentra en consulta pública hasta el 13 de febrero, durante el primer semestre se presentará la versión final y comenzarán a ejecutarse las acciones previstas para este año.

El programa tiene como objetivo principal definir una hoja de ruta que permita el despegue de la industria, y prevé dos etapas: una del 2023 al 2026, y otra del 2026 hasta el final de la década. Una de las principales acciones para desarrollar en 2024 es implementar instrumentos de facilidad financiera para catalizar inversiones y apoyar el cierre financiero de proyectos de la industria calificados como first movers.

Dafne Pino, Secretaria Regional Ministerial de Energía de Antofagasta, analizó el plan de acción en un conversatorio sobre las condiciones de competitividad de la industria del H2V, y comentó: “Hay algunas medidas para lo inmediato que están relacionadas con dar señales de inversión con la elaboración de normativas y generar un link entre los desarrolladores, productores de hidrógeno y off-takers”.

“Necesitamos tener costos de energía eficientes, fortalecer las instituciones críticas para este proceso y contar con un sistema de permisos que sea eficaz”, agregó.

La primera ventana de implementación del Plan de Acción de Hidrógeno Verde está diseñada para lograr las señales de inversión, normas y regulaciones necesarias para afianzar relaciones con los posibles compradores. 

Cabe recordar que la Estrategia Nacional de Hidrógeno Verde estableció tres objetivos para el 2025: contar con 5 GW de capacidad de electrólisis, ser el primero en inversiones de hidrógeno sostenible en Latinoamérica (5 BUSD) y tener una producción en al menos 2 polos en Chile (200 kton al año).

Proyectos en marcha

Al cierre del 2023 había 60 proyectos conocidos públicamente en distintas zonas del país, sobre todo en el norte teniendo en cuenta que Antofagasta es uno de los centros de desarrollo más importantes para la producción y exportación del H2V y sus derivados por su enorme potencial de generación de renovables.

En el conversatorio participaron representantes de algunas empresas del sector, entre ellos Jorge Taboada, director ejecutivo de Soventix, quien comentó los análisis del proyecto Solar NH3 Pool Chile en la región de Antofagasta, basado en la elaboración de estudios para el desarrollo de un parque (pool) de plantas de hidrógeno y el suministro del mismo a una planta de producción de amoníaco.

“Los objetivos del proyecto de colaboración público privada eran elaborar estudios para conceptualizar el desarrollo sostenible de un parque industrial de hidrógeno verde hibridado en Antofagasta, promover condiciones para el uso compartido de infraestructura y aprovechamiento de sinergias”, afirmó Taboada.

“Hicimos un estudio y un ejercicio de optimización, el diagrama de proceso de nuestro sistema de plantas con la producción fotovoltaica fue de 1100 MW de potencia instalada, con 800 MW de capacidad de electrólisis, que se generarían para tener reservas de hidrógeno y producir un total 320.000 toneladas de amoníaco al año”, agregó.

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El Gobierno de Colombia toma tres medidas energéticas ante la sequía que está provocando El Niño

“Continuamos con las medidas concretas para enfrentar el Fenómeno de El Niño. Hoy en sesión de la CREG avanzamos en acciones que permitan atender la emergencia generada por el tiempo de sequía”, publicó en su cuenta de X el ministro de Minas y Energía Andrés Camacho.

En concreto, el funcionario anunció que se permitirá la contratación directa de energía hasta por 2 años; y, en segundo término, se habilitará la autorización de Entrega de Excedentes para plantas menores.

“Con esta medida buscamos que aquellas plantas que no son despachadas centralmente, puedan entregar excedentes de energía durante este periodo con un permiso de conexión temporal de la UPME”, enfatizó Camacho.

Finalmente, como tercera disposición, el funcionario anticipó que, junto a empresas comercializadoras de energía nucleadas en CODISGEN, impulsarán   medidas que “permitan sostenibilidad financiera durante el fenómeno de El Niño”.

#ATENCIÓN Desde el @MinEnergiaCo continuamos con las medidas concretas para enfrentar el Fenómeno de El Niño.

Hoy en sesión de la @comisioncreg avanzamos en acciones que permitan atender la emergencia generada por el tiempo de sequía.

Abro hilo.#CuidaLaVidaCuidaTuEnergía ⚡️

— Andrés Camacho M. (@andrescamachom_) January 30, 2024

En comparación diaria, el 29 de enero pasado respecto al 30 de enero del 2023, los aportes hídricos (GWh/día) han caído un 60,34%. Sin embargo, de acuerdo a XM, en enero los aportes hídricos se encontraron en el 56,69% de la media histórica, “déficits coherentes con la presencia de un fenómeno de El Niño fuerte como el que atraviesa el país”, aclararon desde la entidad.

No obstante, lo que preocupa al Gobierno es un nuevo aumento de la bolsa de energía que supere los 1.000 pesos el kWh, tal como ocurriera durante la primera semana de septiembre pasado. Actualmente el precio para ese mercado es de 453,75 pesos.

Actualmente la matriz eléctrica colombiana se compone de 19.919 MW, un 66,3% está compuesta por centrales hidroeléctricas (13.206 MW). De hecho, durante el 2023 fue la tecnología que más se incorporó: 642 MW.

Le siguen las térmicas, con el 31,2% (6.208 MW); el año pasado se incorporaron 293 MW. De continuar la escasez hídrica, serán las centrales termoeléctricas más caras las que se deban encender, lo que empujará precios de la bolsa de energía a la alza.

Finalmente, la solar fotovoltaica es la tercera fuente de energía más representativa, pero sólo constituye el 2,4% de la matriz (486 MW). El año pasado se incorporaron 207 MW.

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H2 Perú destaca los beneficios del proyecto de ley de hidrógeno verde

Como ya había anticipado Energía Estratégica, el pasado 18 de enero, la sesión de la Comisión Permanente del Congreso de la República fue testigo de la aprobación unánime del texto sustitutorio de los proyectos de ley 3267, 3272 y 4374, dirigidos a potenciar el hidrógeno como fuente de energía limpia y renovable en Perú.

Esta decisión legislativa abre camino a un futuro energético más sostenible y competitivo, promoviendo activamente la investigación, producción, transporte, distribución, comercialización, exportación y uso del hidrógeno verde.

En conversaciones con este medio, Daniel Camac, presidente de la Asociación Peruana de Hidrogeno (H2 PERÚ) y country manager adjunto de Engie, detalla los beneficios que trae este proyecto de ley que promueve el uso del hidrógeno verde como combustible en Perú, entre otras funciones.

¿Qué significa para Perú que se apruebe en esta primera votación por la mayoría y cuáles son las expectativas por parte de H2 Perú?

La aprobación en esta primera votación por la mayoría significa para Perú una valiosa oportunidad de capitalizar una nueva industria, aprovechando el inmenso potencial renovable del país y fortaleciendo relaciones con naciones como Japón, Reino Unido, Alemania, entre otros. Esto no solo impulsa la diversificación económica, sino también establece a Perú como un actor clave en el mapa global de la economía del hidrógeno.

Para H2 Perú, la aprobación representa una vía estratégica para desarrollar proyectos renovables innovadores, generando una demanda adicional para el sector eléctrico. La incorporación del hidrógeno como vector energético no solo promueve la sostenibilidad, sino que también diversifica las fuentes de energía, contribuyendo a la resiliencia del sistema eléctrico nacional.

Además, esta aprobación envía una señal positiva a los inversionistas extranjeros, demostrando el compromiso de las instituciones públicas y del Gobierno de Perú hacia la descarbonización. Este respaldo gubernamental es esencial para atraer inversiones y asegurar el éxito de los proyectos, estableciendo a Perú como un destino atractivo para la inversión en energías limpias y consolidando su posición en la transición global hacia un futuro más sostenible.

¿Cuáles son los principales beneficios que trae la aprobación de esta ley?

1.Diversificación de la matriz energética peruana: esta ley contempla el impulso al hidrógeno de bajas emisiones, con especial interés en el hidrógeno verde, producido a partir de energía solar, fotovoltaica, eólica, hidroeléctrica, entre otras; sin embargo, deja espacio para tecnologías de transición como los e-combustibles producidos con hidrogeno verde y captura de carbono que pudiera dar pie a proyectos que adopten esta molécula de forma temprana.

2.Desarrollo de la industria nacional: la iniciativa prioriza proyectos que beneficien el desarrollo de la industria nacional, lo que podría impulsar la economía y generar empleo.

3.Uso de energías renovables: el Ministerio de Energía y Minas promoverá la generación de hidrógeno verde a partir de energías renovables, lo que contribuirá a la transición hacia fuentes de energía más limpias y sostenibles.

4. Exportación y mercado internacional: se prevé que el hidrógeno verde y sus subproductos puedan ser exportados, lo que podría representar una oportunidad para el Perú en los mercados internacionales.

5. Políticas y planificación: la ley incluye la formulación de políticas y planes para el uso del hidrógeno verde, abarcando su producción hasta su uso final, lo que permitiría una gestión integral y sostenible de esta fuente de energía.

En resumen, la aprobación de esta ley tiene como objetivo promover el uso de energías renovables y abrir oportunidades en el mercado internacional para las moléculas producidas en territorio peruano.

¿Se han basado en modelos de pares latinoamericanos como chile o colombiano para elaborar este proyecto de ley?

Si bien el proyecto de ley de hidrógeno en Perú ha tomado en cuenta los avances y modelos de pares latinoamericanos como Chile y Colombia, es fundamental destacar que el país se posiciona como pionero al alcanzar un nivel legislativo avanzado en la promulgación de su ley de hidrógeno. Aunque se ha tomado inspiración de experiencias internacionales, el proyecto se ha redactado cuidadosamente considerando el contexto y las necesidades específicas de Perú.

El enfoque adaptado a la realidad peruana demuestra una comprensión profunda de las condiciones locales, impulsando un marco regulatorio que responde a las características y desafíos particulares del país. Este acto legislativo refleja el compromiso de Perú en liderar la transición hacia una economía basada en el hidrógeno verde.

El siguiente paso crucial es la elaboración del reglamento asociado a esta ley, que permitirá profundizar aún más en las necesidades regulatorias específicas de Perú en el ámbito del hidrógeno. Este proceso asegurará la implementación efectiva de la ley y consolidará el liderazgo del país en la adopción de tecnologías limpias y sostenibles.

 

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Proponen 8 regulaciones clave de sustentabilidad y ESG para este 2024 en México

El auge del nearshoring  ha convertido a México en un punto de interés para numerosas empresas alrededor del mundo.

Además de ser vecino de Estados Unidos, es la puerta de entrada a América Latina por excelencia. Esta ubicación geográfica privilegiada hace que cada vez más compañías comprometidas con cumplir con los criterios ESG (“Environmental, social and corporate governance”), inviertan en energías renovables en México

Bajo esta premisa, Juan Carlos Meade, Director de Alianzas Estratégicas en la Subsecretaría de Inversión Social de la Secretaría de Igualdad e Inclusión en Nuevo León, destacó 8 regulaciones fundamentales para descarbonizar la economía mexicana y atraer las oportunidades del nearshoring.

En conversaciones con Energía Estratégica, el experto explica: «En un mundo donde la sustentabilidad (medioambiental y social) se convierte en el núcleo de las estrategias empresariales, es crucial estar al tanto de las últimas regulaciones en materia de ESG», explicó Meade.

Y agrega: “Es muy importante que las empresas, sobre todo pequeñas y medianas empiecen a comprender los ESG ya que estas regulaciones entrarán en vigor muy pronto y probablemente los clientes actuales de estas empresas les pedirán informes con estos criterios.  Por lo tanto, si la industria no presta atención a estos asuntos, su competitividad puede estar en riesgo”.

A su vez, insiste: «Es importante brindar especial atención a tener cadenas de suministro más responsables con el medio ambiente y sobre todo con la sociedad. De esta forma, el sector de energías renovables se verá bastante beneficiado porque es una forma de impulsar su desarrollo vía regulaciones«.

En este sentido, el experto brinda un resumen de las regulaciones clave de 2024 que están transformando la forma en que las empresas operan a nivel global, con información de PlanA.Earth.

1. Sustainability Disclosure Requirements (SDR) por la UK Financial Conduct Authority (FCA)

El objetivo principal es mejorar la información de sostenibilidad para los consumidores y abordar el problema del «greenwashing».

También es necesaria la introducción de una regla contra greenwashing para todas las empresas autorizadas, etiquetado de productos basados en objetivos y criterios de sostenibilidad claros, y requisitos de denominación y marketing para garantizar que los productos reflejen genuinamente su impacto en la sostenibilidad.

Sustainability finance Disclosure Regulation (SFDR) por el Parlamento Europeo:

Mejorar la transparencia del perfil de sostenibilidad de los fondos y fomentar la inversión en productos sostenibles. A su vez, requiere una divulgación detallada sobre cómo se integran los riesgos de sostenibilidad y el impacto en los retornos con énfasis en promover la comparabilidad y la transparencia.

3.Taxonomía de la Unión Europea para Actividades Sostenibles

Crear un sistema de clasificación para dirigir las inversiones hacia actividades y proyectos económicos sostenibles y establecer criterios para determinar si una actividad económica es ambientalmente sostenible, ayudando a los inversores a tomar decisiones más informadas.

4.Corporate Sustainability Reporting Directive (CSRD) por el Parlamento Europeo

Expandir la información no financiera y mejorar la responsabilidad y transparencia de las actividades corporativas de sostenibilidad. Se debe ampliar el alcance de la información no financiera alrededor de 50.000 entidades, lo cual requiere divulgaciones más detalladas sobre cuestiones de sostenibilidad.

5.Corporate Sustainability Due Diligence Directive (CSDDD) por el Parlamento Europeo

 Asegurar que las empresas aborden impactos adversos en sus cadenas de valor globales e introducir obligaciones para que las empresas identifiquen, prevengan, mitiguen y rindan cuentas sobre los impactos en derechos ambientales en sus operaciones y cadenas de suministro.

6.Informes Simplificados de Energía y Carbono del Gobierno del Reino Unido 

Esta regulación busca promover la eficiencia energética y reducir emisiones de carbono. Exige la divulgación del consumo de energía y las emisiones de carbono, alentando a las empresas a adoptar prácticas más eficientes en energía

7.Ley Alemana de Debida Diligencia en la Cadena de Suministro: 

Esta legislación asegura que las empresas mantengan estándares sociales y ambientales en sus cadenas de suministro. Requiere que las empresas supervisen sus cadenas de suministro e implementen medidas para prevenir violaciones de derechos humanos y daños ambientales.

8.Ley de la Unión Europea contra la Deforestación por el Parlamento Europeo

Esta norma busca reducir la contribución de la UE a la deforestación global y la pérdida de biodiversidad. Prohíbe las ventas y las exportaciones de la UE de materias primas y productos asociados con la deforestación y degradación forestal a menos que cumplan con requisitos estrictos.

 

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Línea de transmisión Kimal- Lo Aguirre recibió Icsara Técnico por parte del Servicio de Evaluación Ambiental

Este lunes el Servicio de Evaluación Ambiental (SEA) emitió el Informe Consolidado de solicitud de Aclaraciones, Rectificaciones o Ampliaciones (ICSARA), del Estudio de Impacto Ambiental de la Línea de Transmisión Kimal-Lo Aguirre ingresado al sistema en octubre de 2023, documento que incluye las observaciones realizadas por parte de los órganos de la administración del estado con competencia ambiental.  

Este es un hito relevante de la evaluación técnico ambiental, mientras en paralelo se encuentra en curso el proceso para asegurar la participación informada de la comunidad (PAC) que organiza el SEA, y que ha implicado un intenso desarrollo de diversas actividades (reuniones, visitas a terrenos, encuentros, puerta a puerta, entre otros) a lo largo de todas las comunas por donde se emplaza el proyecto, y que se extenderá hasta el 12 de febrero.

Conexión ya se encuentra trabajando a fin de dar cabal respuesta a los pronunciamientos en su Adenda, recabando la información adicional solicitada por la autoridad, así como de aclarar y rectificar lo que se requiere.

Altos estándares de sostenibilidad

Kimal-Lo Aguirre será la primera línea de transmisión eléctrica de corriente continua que se construirá en Chile. Su entrada en operación está pronosticada para 2029 y es uno de los proyectos de mayor envergadura del plan de expansión de transmisión, constituyendo infraestructura clave para habilitar la transición energética del país y lograr las metas de descarbonización al 2050, al incidir positivamente en la disminución del vertimiento de energías limpias que hoy se pierden por falta en la capacidad de transmisión.

Considerando la importancia de contar con buenas prácticas en un proyecto como éste, tanto en términos ambientales como sociales, Kimal-Lo Aguirre se sometió a una evaluación externa el cumplimiento del proyecto con los Estándares Internacionales de Sostenibilidad según los Principios del Ecuador y las Normas de Desempeño Ambiental y Social de la Corporación Financiera Internacional (IFC) desarrolladas al objeto de prevenir, mitigar y manejar los riesgos e impactos de este tipo de iniciativas, logrando un buen cumplimiento. 

Estos estándares internacionales exigen prevenir riesgos e impactos en los derechos humanos durante todas las fases del proyecto, lo que requiere una Debida Diligencia en Derechos Humanos que evalúe cualquier posible afectación a derechos fundamentales, como el derecho a un medio ambiente sano, el derecho a la tradición y autonomía de las organizaciones, y el derecho al acceso a la información y transparencia, los derechos laborales, entre otros.

El proyecto consideró un proceso de participación ciudadana anticipada, previo al ingreso del Estudio de Impacto Ambiental, y contempla un plan de relacionamiento comunitario permanente durante todas las fases del proyecto. 

Como complemento a este proceso, se definieron canales de comunicación para recibir quejas, observaciones y preguntas de lo que se denomina partes interesadas, especialmente comunidades, tales como el sitio web, formulario para ingreso de requerimientos, correos electrónicos, y contacto uno a uno en terreno.

Siendo un proyecto fundamental para cumplir los compromisos de Chile en materias de cambio climático, también contempla la evaluación de los efectos de este. En ese sentido, dado que el proyecto no tiene emisiones de gases de efecto invernadero en su funcionamiento, se trata más bien de considerar escenarios ambientales a largo plazo y de trabajar hacia soluciones sostenibles. En la misma línea de la emergencia climática, el proyecto compromete las medidas asociadas a la conservación de la biodiversidad, la eficiencia en el uso de los recursos y la prevención de contaminación mediante acciones para reducir el consumo hídrico y energético, entre otros. 

Primera línea en corriente continua

La tecnología de corriente continua (HVDC) será uno de los íconos de este proyecto. Si bien esta tecnología es nueva en Chile, ya ha sido muy utilizada en países como Brasil, Estados Unidos, Canadá, Noruega, Suecia y China, que cuentan con una gran extensión geográfica y focos puntuales de fuentes renovables –como Chile- y, por lo tanto, requieren líneas de gran longitud que a la vez permitan un sistema de transmisión robusto, eficiente y resiliente.

Entre las ventajas de esta tecnología destaca el uso de menos infraestructura, menos circuitos y menos cables, generando un menor impacto en el territorio ya que no necesita subestaciones intermedias y requiere una menor franja de seguridad.

Sobre el Proyecto

La Línea de Transmisión Kimal–Lo Aguirre es una obra licitada por el Coordinador Eléctrico Nacional para una capacidad de hasta 3000 MW de energía, en circuito bipolo de ±600 kV. Considera una extensión de 1.342 Km, con 2.686 torres, y la construcción de dos subestaciones convertidoras HVAC/HVDC de 1500 MW en Kimal, comuna de María Elena en la Región de Antofagasta, y Lo Aguirre, comuna de Pudahuel en la Región Metropolitana, ambas conectadas a las subestaciones existentes, formando parte del Sistema Eléctrico Nacional (SEN) junto a todo el equipamiento e instalaciones necesarias para su correcto funcionamiento.

El trazado de la línea de transmisión se emplaza en las comunas de María Elena, Sierra Gorda, Antofagasta, Taltal, Diego de Almagro, Copiapó, Tierra Amarilla, Vallenar, La Higuera, La Serena, Vicuña, Andacollo, Río Hurtado, Ovalle, Punitaqui, Combarbalá, Canela, Illapel, Los Vilos, Petorca, Cabildo, La Ligua, Catemu, Panquehue, Llay Llay, Tiltil, Lampa y Pudahuel.

El plazo de construcción es de 51 meses, siendo la implementación de las subestaciones convertidoras las de mayor duración, ya que las torres son de montaje rápido, al igual que el tendido de la línea. Finalmente, energización y pruebas son las últimas actividades. En este período, se contempla la contratación en promedio de más de 5.000 trabajadores, con un peak de más de 9.500, en el total de las obras a lo largo del trazado.

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Gobierno de Chile exige cumplimiento de pagos a PyMEs para obras de transmisión

El Ministerio de Energía de Chile aprobó una serie de normas a cumplir por parte de las empresas del sector a fin de evitar más deudas hacia las pequeñas y medianas empresas (PyMEs) del país  que se desempeñan en la industria energética. 

La norma está vinculada respecto al cumplimiento de pagos para contratistas, subcontratistas y proveedores que estén catalogadas como PyMEs (de acuerdo a lo dispuesto por la ley Nº 20.416), en este caso a efectos de resolver las solicitudes de modificación de plazos de expansión de proyectos transmisión por motivos de fuerza mayor o caso fortuito.

Y cabe recordar que hay casi 130 pequeñas y medianas empresas del rubro energético afectadas que piden celeridad política y que reclaman la aprobación del proyecto de ley N° 20416 y el cumplimiento de pago de más de $14000 millones.

Aquellos solicitantes para ese tipo de iniciativas deberán acreditar que él, sus contratistas o subcontratistas cumplen con los pagos a 30 días (establecido en la Ley N° 21131), “particularmente con la obligación de pagar oportuna e íntegramente a los proveedores de bienes o servicios que correspondan a Micro, Pequeñas y Medianas Empresas asociados a la prestación de sus servicios”. 

Para ello, el solicitante deberá presentar un informe elaborado por un auditor externo e independiente, que describa el estado de pago en toda la cadena contractual respecto de sus contratistas, subcontratistas y proveedores. 

De lo contrario, el informe será será solicitado bajo el apercibimiento de declararse desistida su solicitud en caso de no presentarlo dentro del plazo de 5 días hábiles, contado desde la comunicación del Ministerio de Energía. 

“El Ministerio de Energía suspenderá el procedimiento administrativo asociado a la modificación del plazo de proyectos de expansión de la transmisión por razones de fuerza mayor o caso fortuito, de acuerdo a lo dispuesto por el artículo 32 de la ley Nº 19.880, que establece bases de los procedimientos administrativos que rigen los actos de los órganos de la Administración del Estado, en caso de que el auditor detecte incumplimientos en la cadena de pagos”, asegura el documento que tiene la firma de Diego Pardow, ministro de Energía de Chile. 

Esta medida llegó pocos días después de la reunión entre un grupo de compañías dueñas de centrales energéticas se reunieron con el ministro de Economía, Fomento y Turismo de Chile, Nicolás Grau, para analizar los cientos de casos que han derivado en incumplimientos de pagos y generar acciones que ayuden a reducir tales efectos negativos.

Entre las medidas analizadas se prevé la gestión de casos que no tengan posibilidad de judicializar, mediante el pago conjunto entre empresas mandantes que se hayan encontrado realizando el trabajo en el territorio en un período similar, la generación de una mesa de trabajo para la gestión de los casos que sea más amplia, y el envío de propuestas y comentarios desde la perspectiva de las empresas mandantes para proyecto de ley que aborda esta temática

¿Cómo lo ven algunas PyMEs afectadas? El vocero de las pequeñas y medianas empresas estafadas Zona Norte, Mauricio Ocaranza, consideró positiva esta iniciativa pero insistió en que se tomen más cartas en el asunto y se resuelva la problemática lo antes posible. 

“Es un avance, más que buena noticia solo una avance ya que lo que necesitamos es que nos paguen los más de $14.000 millones de deuda en el sector. Es decir que, todo lo que hagan los Ministerios y el gobierno se agradece, pero aún falta más”, confió en diálogo con Energía Estratégica.

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Certificado por Bureau Veritas: Solar Steel aumenta la disponibilidad de planta hasta en un 2.939%

Gonvarri Solar Steel, líder en el diseño y suministro de seguidores solares y estructuras fijas para el sector de la energía fotovoltaica, ha recibido la certificación de Bureau Veritas de su servicio de monitorización y mantenimiento (M&M), el cual se enmarca dentro de la plataforma de postventa SmartCare.

La validación, otorgada tras rigurosas pruebas analíticas realizadas en diversos proyectos fotovoltaicos de diferentes países, confirma que la activación del M&M en planta incrementa la disponibilidad de apuntamiento del tracker y por tanto su producción anual a diferencia de otra instalación sin M&M.

Las simulaciones, que tuvieron en cuenta factores como horas de sol por país, ubicación y capacidad instalada, revelaron mejoras sustanciales, con un aumento del 2,939% en la producción de energía.

Este avance tecnológico representa un hito en la industria fotovoltaica, con un potencial impacto económico significativo. Según el análisis, la ganancia estimada para una planta fotovoltaica de 50 MWp podría alcanzar los 60,000 euros anuales.

Pionera en asesoramiento personalizado a los clientes, M&M, respuesta eficaz en el período de garantía y hubs de repuestos internacionales, la plataforma SmartCare de Gonvarri Solar Steel permite ofrecer un soporte integral al cliente durante la etapa de operación, un aspecto muy a tener en cuenta que será clave para los próximos estándares del sector.

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Sobre Gonvarri Solar Steel

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

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Caputo define un aumento del impuesto a los combustibles que podría incrementar la recaudación hasta medio punto del PBI  

El ministro de Economía, Luis Caputo, y el secretario de Energía, Eduardo Rodríguez Chirillo, deberán decidir en las próximas horas si dejan que a partir de este jueves 1º de febrero la AFIP aplique el Impuesto a los Combustibles Líquidos (ICL) actualizado o vuelve a postergar ese ajuste de modo total o parcial. Por mantener congelado el componente impositivo que grava la venta de naftas y gasoil, el Estado dejó de recaudar más de US$ 5000 millones desde 2021 a la fecha.

Si el Ejecutivo no interviene, la AFIP aumentará de modo automático el valor del tributo y las petroleras trasladarán esa suba al surtidor, lo que supondrá un incremento promedio cercano al 11 por ciento en el precio de las naftas y gasoil. Fuentes privadas aseguraron el martes por la noche que lo más probable es que el oficialismo decida una actualización parcial del tributo.

A su vez, las refinadoras evalúan si aplican unos 3 puntos porcentuales adicionales de aumento para poder pagarles a los productores locales 70 dólares el barril de crudo Medanito que se extrae desde Vaca Muerta, tal como se habían comprometido, en línea con la paridad de exportación. Esos 3 puntos podrían sumarse a un 1,2% adicional que surge del ajuste del 2% en el tipo de cambio oficial que todos los meses prometió aplicar el gobierno (crawling peg). Si el gobierno actualiza todo el impuesto, el impacto en el surtidor llegaría al 15%.     

La actualización del ILC implica sumarle al valor actual del tributo la inflación del segundo semestre de 2021, todo 2022 y los tres primeros trimestres de 2023. Toda esa inflación atrasada supone un ajuste en el tributo del 377%. Desde una de las grandes petroleras del mercado aseguraron a EconoJournal si se ajusta completamente el impacto en el gasoil sería de 62 pesos por litro y en la nafta de 91,5 pesos. El porcentaje de la suba dependerá de cuánto esté el precio de los combustibles en cada localidad, pero el promedio nacional significará un ajuste de 11 por ciento.  

A su vez, si el gobierno decide que se actualice el tributo de manera completa, quedará pendiente el cuarto trimestre de 2023 que incluye el 25,5 por ciento de inflación de diciembre. Ese período se debería aplicar a partir de marzo.

El impacto del ICL  

Según datos oficiales, la recaudación del ICL representó en 2015 el 0,95% del PBI, en 2017 alcanzó un máximo de 0,96% y luego comenzó a descender de la mano de las postergaciones en la actualización del tributo. En 2019 cayó al 0,75%, en 2021 representó el 0,77% y en 2022 el 0,52%. Fuentes privadas estimaron que el año pasado tocó un piso equivalente al 0,35% del producto.

Si el gobierno finalmente no posterga la actualización del gravamen, y tomando en cuenta que enero ya se perdió, este año la recaudación del tributo podría volver a representar cerca del 0,80% PBI, una cifra para nada desdeñable si se toma en cuenta las dificultades fiscales que enfrenta la administración de Milei.

Más allá del impuesto

Además de la probable actualización impositiva, las refinadoras evalúan ajustar unos 3/4 puntos porcentuales más en el surtidor para poder acercarse a la paridad de exportación. En enero pagaron a los productores 66 dólares por el barril de crudo Medanito y el compromiso es llevar ese valor a 70 dólares lo antes posible, aunque en los últimos días la cotización del Brent volvió a despegar por encima de los 80 dólares.

A ese ajuste debería sumársele también el crawling peg del 2% que el gobierno se comprometió a aplicar en la cotización del dólar oficial. El componente dolarizado dentro del precio del combustible es un 60%. El 60% de 2% es el 1,2% que también debería trasladarse al precio final.

De ese modo, si el impuesto recupera la totalidad del atraso acumulado en los últimos tres años y las refinadoras cumplen su promesa de pagar 70 dólares por barril a los productores locales, los combustibles deberían aumentar cerca del 15% en las próximas horas.

Hay un curioso punto adicional que complica todavía la ecuación. Algunos productores no integrados plantearon que los 70 dólares que podrían recibir por el crudo Medanito a partir de febrero se computen un 80% al tipo de cambio oficial y un 20% a la cotización del CCL, en línea con el incentivo que les otorgó Sergio Massa en octubre cuando buscó incentivar la liquidación de divisas con la creación de un “dólar Vaca Muerta” a través de la resolución 808/23. Eso obligaría a aplicar un aumento todavía mayor para acercarse a la paridad de exportación, aunque las refinadoras ya dejaron en claro que no está dispuesta a convalidar ese mecanismo.   

, Redaccion EconoJournal

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Gestión de la demanda: distribuidoras eléctricas comparten sus avances en medición inteligente

Una transformación lenta pero sin pausa acontece en el sector de distribución eléctrica de la región. La incorporación de las energías renovables variables en los sistemas de generación va transformando de a poco a las distribuidoras eléctricas: dejan de servir a una clientela pasiva para atender a una demanda crecientemente activa. La transformación se vuelve tangible con el crecimiento de la medición inteligente. EconoJournal dialogó con representantes de distribuidoras en la región para conocer los trabajos de modernización en sus redes.

La instalación de medidores inteligentes es una variable central para evaluar el avance de transformación en el sector de distribución. Con distintos matices, dos reportes recientes dan cuenta de un bajo nivel de penetración en Latinoamérica y el Caribe.

El Banco Interamericano de Desarrollo indicó que la medición inteligente alcanzaba al 3,5% de los hogares contra un 33% en la Unión Europea y un 56% en Estados Unidos, según datos de 2020. Pero un informe de la consultora Berg Insight revela que la penetración es mayor en los principales mercados de la región: el 6,2% de los 187 millones de consumidores eléctricos en Argentina, Brasil, Chile, Colombia, Perú, Uruguay, Costa Rica, México y Panamá ya tenían un medidor inteligente en 2022.

Berg Insight pronostica que en este conjunto de países la base instalada de medidores se triplicará en cuatro años, pasando de 11,7 millones de medidores en 2022 a 38,4 millones en 2028.

Medición inteligente

El crecimiento proyectado para la región responde a las ganancias en eficiencia que la medición inteligente reporta a las distribuidoras. También por ser el vector habilitante para la modernización del sector de distribución.

Distribuidoras como la Empresa Provincial de Energía de Santa Fe (EPE) lideran ese cambio en el país. “La medición inteligente es el pilar fundamental del proceso de digitalizacion de las distribuidoras”, explicó el gerente ejecutivo de Gestión Técnica de la EPE, Marcelo Cassin.

La EPE esta implementando un programa de telemedición para llevar la medición inteligente a los clientes industriales y residenciales. Unos 20.000 hogares ya tienen su unidad inteligente instalada y se evalúa adquirir unas 50.000 unidades más. Entre los grandes clientes de electricidad la telemedición ya abarca a dos tercios y se espera sumar al resto de la gran demanda este año.

“EPE se va a transformar en una plataforma de gestión de activos vinculados a cambios tecnológicos que son los que van a permitir que haya más eficiencia por tener contacto directo con los usuarios a través del medidor”, dijo Cassin.

En la región, Uruguay destaca por la alta penetración de la medición inteligente a través de la UTE, la empresa estatal de energía eléctrica. “Hoy tenemos casi el 80% de nuestro parque de medidores con medidores inteligentes instalados”, explicaron los gerentes de UTE, Javier San Cristobal Brusco y Pablo Regina.

Una de las principales ganancias de eficiencia es por reducción de los costos operativos. “Con la medición inteligente hay un montón de beneficios por bajar el costo de ir al puesto de medida para inspeccionar, detectar fraudes, hacer cambios de potencia o limitar consumos”, añadieron.

Tarifas multihorarias

En Uruguay la medición inteligente esta facilitando la migración de los usuarios residenciales al consumo por bandas horarias. Sobre 1.160.000 clientes residenciales, unos 260.000 clientes están pagando la tarifa multihoraria.

Los clientes residenciales con una tarifa doble o triple horaria (con dos o tres bandas horarias) tienen bandas horarias con distintos precios de la energía. «Las bandas horarias dan señales para que el cliente gestione su demanda y de esa manera hacer un uso mas eficiente de las redes», explicaron desde UTE.

La banda horaria con la energía más costosa son las horas punta, los días hábiles entre las 17 y las 23 horas, una franja de consumo tipicamente alto. Los clientes con medidores inteligentes pueden elegir dentro de esta franja horaria cuatro horas consecutivas en las que pagarán el precio punta, liberando dos horas a un precio inferior.

Los medidores inteligentes permiten, por ejemplo, que los clientes puedan cambiar sus horas puntas sin requerir una asistencia presencial de UTE. «Con la tarifa múltiple horaria antes teníamos que mandar un equipo al puesto de medida si un cliente quería cambiar el horario de punta, que ahora se hace por software”, explicaron Brusco y Regina.

Gestión de la demanda

La penetración cada vez mayor de las energías renovables en las matrices eléctricas tiene como correlato la transformación del sector de distribución. Distribuidoras como EPE y UTE deben adaptarse a nuevos perfiles en la oferta y la demanda de energía.

El gerente de EPE consideró que la transición energética implica un «cambio de paradigma» mucho mayor para la distribución que para la generación y la transmissión. “El operador de la red de distribución dejará de ser un actor tonto, que sube y baja tensión, para pasar a ser un realmente un gestor del funcionamiento cuyo objetivo final es la eficiencia”, explicó Cassin.

La variabilidad de las renovables empuja la adopción de recursos flexibles, como el almacenamiento de energía. Cassin citó como ejemplo la central de bombeo de Río Grande en Córdoba, que puede inyectar 300 MW en pocos minutos. Pero destacó que las baterías serán «el gran aliado de la flexibilidad en redes de distribución». La compañía tiene en carpeta una licitación de cinco plantas solares fotovoltaicas sin almacenamiento, pero este podría ser incluido en otra futura licitación de energía solar.

Santa Fe podría ser pionera en almacenamiento con baterías así como lo fue en su momento con la generación distribuida, de la que hoy es una provincia líder. EPE contabiliza 1052 prosumidores y 250 en trámite de conexión a la red de distribución santafesina. Es una cifra muy cercana a los 1167 prosumidores a nivel nacional que se encuentran amparados en el Régimen de Generación Distribuida de la ley 27.424. Santa Fe no adhiere al régimen nacional por contar con su propio programa de incentivos. El crecimiento de los prosumidores podría ser mayor, pero los subsidios nacionales a la generación disminuyen el atractivo de la inversión en autogeneración.

En Uruguay el contexto es otro. El escenario actual es de exceso de energía, principalmente renovable variable. UTE trabaja para adecuar la demanda con la oferta de la forma más eficiente, por ejemplo, intentando llevar una mayor demanda a los horarios de mayor generación eólica mediante las bandas horarias. “En la noche tenemos más capacidad porque tenemos mucho eólico, que en general tiene un mayor componente en la noche”, dijeron los gerentes de UTE.

Las bandas horarias son una herramienta central para lograr el traslado de la demanda y la medición inteligente facilita su adopción. Esto se complementa con políticas de impulso a la demanda eléctrica, como los beneficios a los clientes para la adquisición de bombas de calor y de electrodomésticos. También se busca incentivar la carga de los vehículos eléctricos por la noche. «En nuestro país es muy importante poder trasladar usos de los clientes residenciales que pesan muy fuertemente en el imputamiento de la curva (de demanda) a otros horarios más convenientes», concluyeron en UTE.

, Nicolás Deza

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ADEERA: La demanda nacional de electricidad creció 1,99 % i.a. en 2023

. El consumo de energía eléctrica a nivel nacional aumentó en 2023 el 1,99 % respecto a 2022, se indicó en el informe anual de demanda que elabora la Asociación de Distribuidores de Energía Eléctrica de la República Argentina (Adeera).

El documento señala que la demanda residencial creció 3,09 %, la no residencial menor a 300 kW subió 0,81 % y la no residencial igual o mayor a 300 kW disminuyó 2,01 %. Por otro lado, el segmento de grandes usuarios del MEM registró un incremento de demanda del 2,09 por ciento.

En CABA y Gran Buenos Aires, donde se concentra la mayor participación en el total de energía consumida en el país, la demanda se amplió 2,26 por ciento, y representó 38,51 % del total.

El mes con mayor crecimiento interanual de consumo fue marzo, ya que alcanzó un pico excepcional de 30,18 % más respecto al mismo mes de 2022 debido a altas temperaturas.

El descenso más notorio de la demanda de electricidad fue durante diciembre, con una caída relativa de 8,67 %, concentrada principalmente en el interior del país, se indicó.

Las provincias con mayor aumento de demanda de energía eléctrica durante 2023 fueron Santa Cruz, Santiago del Estero y Formosa, todas con una suba superior al 7 %, mientras que los menores niveles se detectaron en San Luis, Santa Fe y Chubut, describió el informe de la Addera.

El reporte completo de la asociación se puede consultar en la sección de Informes técnicos de la web de Adeera.

La Asociación de Distribuidores de Energía Eléctrica de la República Argentina está conformada por 50 distribuidoras de energía eléctrica de origen público, privado y cooperativo. En conjunto brindan servicio a 14,5 millones de clientes en todo el país.

Operan 465.000 km de redes, emplean a 60.000 personas de manera directa y distribuyen más de 132.000 GWh al año, que representa el 98 % del total de la energía eléctrica que se consume en el país.

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Llega una nueva edición de Dow Packaging Innovation Awards

Dow, uno de los principales players de la industria petroquímica global, abre la convocatoria para la edición número 35° de sus Packaging Innovation Awards (PIA). Allí se destacan los avances tecnológicos y la mejora de la experiencia del usuario de la industria de los empaques. Como uno de los premios independientes más antiguos del sector, se reconoce el diseño que buscan hacer frente a los retos actuales de sustentabilidad que tiene la industria evaluando variables de creatividad y el uso de tecnologías.

La última edición de los PIA atrajo la atención global con más de 180 presentaciones provenientes de 30 países, siendo reconocidas 28 soluciones inspiradoras por su excelencia demostrable. Para este año, la ceremonia de premiación se llevará a cabo en Tokio, Japón, marcando el comienzo de un nuevo formato bienal con un período de presentación más amplio, según informaron desde la compañía.

Distinciones

Empresas argentinas, como Molinos Ríos de la Plata y Plastiandino S.A., han sido distinguidas en ediciones anteriores por sus contribuciones innovadoras.

Plastiandino S.A., por ejemplo, ha liderado el camino en el desarrollo de envases sostenibles para alimentos para mascotas con su EcoTec Recyclable Packaging, un envase monomaterial que no solo reduce la huella de carbono, sino que también ofrece una experiencia interactiva para el consumidor.

Por otro lado, Molinos Ríos de la Plata ha presentado la innovadora yerba mate SALUS, que cuenta con el primer envase 100% reciclable en su categoría, proporcionando una sólida barrera contra el vapor de agua y aromas externos. Este diseño incorpora un cierre pelable y una ventana que permite a los consumidores observar las hojas antes de la compra.

Santiago Bacigalupo, director comercial para Dow Región Sur, expresó: «A través de los Packaging Innovation Awards, celebramos lo mejor en empaques que satisfacen las necesidades de protección, comodidad y rendimiento, además de estar diseñados para la sustentabilidad. Invitamos a las compañías argentinas a participar con las innovaciones en empaques que implementan».

Presentaciones

El periodo de presentación está abierto hasta el 8 de marzo de 2024, con notificaciones a los finalistas el 28 de agosto de 2024. La participación es gratuita, y las compañías no están obligadas a utilizar materiales de Dow, pero deben ser productos comerciales en el mercado por más de seis meses al cierre de las inscripciones.

Para más información, póngase en contacto con:

María Emilia Fumagalli – Gerente de Comunicación Corporativa de Dow – mfumagalli@dow.com

Los premios a la innovación en envases

Los Packaging Innovation Awards han sido uno de los principales concursos de premios de la industria del embalaje durante más de 30 años. Tanto las marcas emergentes como las bien establecidas tienen la oportunidad de que sus envases más innovadores sean juzgados en el escenario mundial. Los Packaging Innovation Awards celebran las creaciones que desafían los límites aceptados de lo que es posible, muestran nuevas tecnologías o técnicas e inspiran la innovación futura. Los empaques ganadores son celebrados y exhibidos en toda la industria mundial del empaque, recibiendo reconocimiento entre sus pares de la industria y ganando exposición en nuevos mercados y con nuevas audiencias. Puede obtener más información aquí.

, Redaccion EconoJournal

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Offshore: la noruega Equinor, YPF y Shell empezarán a perforar en abril el pozo Argerich

El pozo exploratorio Argerich en el bloque 100 de la Cuenca Argentina Norte 100 (CAN 100) comenzará a perforarse en abril. El buque que hará los trabajos para buscar petróleo en el Mar Argentino es el Valaris DS-17, que en estos momentos se encuentra operando en las costas de Río de Janeiro. Fuentes con conocimiento de los trabajos de exploración offshore en el país consultadas por EconoJournal confirmaron que “la perforación se hará en abril. Es un proyecto complejo porque además del buque perforador se requiere de barcos de apoyo y helicópteros, entre otros equipamientos”.

El proyecto Argerich en CAN 100 (15.012 km2) está operado por la noruega Equinor, que tiene el 35% del desarrollo. Participan como socias las compañías YPF (35%) y Shell (30%). El año pasado el Ministerio de Ambiente autorizó a hacer la perforación exploratoria en la ventana temporal que va del 15 de diciembre de 2023 al 15 de junio de 2024.

El pozo Argerich se hará a 315 kilómetros del puerto de Mar del Plata. Será el primero que se perfore en el país en aguas ultraprofundas, ya que estará a 2.500 metros sobre el lecho marino y tendrá 106 centímetros de diámetro en la superficie del sedimento. La perforación superará los 4.000 metros sobre el suelo.

Los estudios preliminares realizados por YPF consideran que podría existir un yacimiento con capacidad para producir 200.000 barriles de petróleo por día (bdp). En comparación, según datos de la consultora Economía y Energía (EyE), entre enero y septiembre de 2023 la producción total de crudo en el país (sumando convencional y no convencional) fue de 641.700 bdp, que -a su vez- había sido un 9% superior a los producido durante el mismo período de 2022.

Cronograma

Los trabajos de perforación tienen un tiempo estimado de 55 a 65 días. Es decir, en junio finalizaría la perforación de Argerich. Hasta el momento, el pozo offshore perforado de mayor profundidad en la Argentina tiene 500 metros y está a 320 kilómetros de Tierra del Fuego.

De confirmarse la existencia de petróleo en Argerich, como este pozo no se ensaya, se prevé que el próximo año las compañías realicen una campaña de appraisal (delineación) para determinar el tamaño del campo y los niveles de productividad, entre otros aspectos técnicos que obtendrán las compañías. Esto permitirá, luego, diseñar la perforación de los pozos de producción. En este escenario, Equinor, YPF y Shell prevén perforar 30 pozos productores. Esto le permitiría sólo a YPF duplicar en un futuro los valores de producción y reservas actuales de la compañía.

Se calcula que los pozos de producción perforados estarán para 2027 y 2028. La unidad flotante de producción, almacenamiento y descarga (Floating Production, Storage and Offloading o FPSO, por sus siglas en inglés) se conectará definitivamente y podría comenzar a producir en 2030 o 2031. El petróleo producido se evacuaría directamente con busques tanques.

Namibia

La expectativa de hallar hidrocarburos en CAN 100 es alta porque se encontraron varios yacimientos similares en las costas de Namibia. ¿Por qué es relevante para el Mar Argentino? De acuerdo con estudios previos, la principal roca en la Cuenca Argentina Norte está asociada a la roca madre ya probada en espesor y contenido de hidrocarburos del margen africano del océano Atlántico. Puntualmente, los geólogos en la Argentina vinculan los bloques de CAN a los grandes descubrimientos offshore frente a las costas de Namibia.  

En 2022 y 2023 se concretaron enormes hallazgos de petróleo liviano en aguas profundas de ese país africano en los campos Venus, operado por la compañía TotalEnergies, y Graff, a cargo de Shell. Los recursos estimados en ambos son de varios miles de millones de barriles de crudo. Por este motivo es relevante para el sector el posible hallazgo de crudo que determine la perforación del pozo Argerich.

, Roberto Bellato

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Chubut presentará programa de incentivos para cuencas maduras

. El gobierno de la provincia de Chubut avanza en la diagramación del Programa de Incentivos para las Cuencas Maduras, que estará exponiendo ante distintas compañías de petróleo, en el marco de la presentación y seguimiento del “Plan de Inversión 2024” que llevarán adelante las operadoras el viernes 2 de febrero en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires.

Acerca del Programa referido, el Gobernador del Chubut, Ignacio Torres, mantuvo una reunión de trabajo con los diputados nacionales, Ana Clara Romero y Jorge “Loma” Ávila; el ministro provincial de Energía e Hidrocarburos, Federico Ponce; el secretario Coordinador de Gabinete, Guillermo Almirón; y el presidente del Directorio de Petrominera Chubut, Héctor Millar, quien fue renovado en su mandato por la Legislatura Provincial

Respecto de la reunión, en la Residencia del Gobernador en Comodoro Rivadavia, el titular de la cartera provincial de Energía e Hidrocarburos señaló que “hicimos un seguimiento de las últimas medidas, relacionadas con los hidrocarburos, que fueron aprobadas recientemente en la Legislatura Provincial”, y agregó que “aprovechamos, asimismo, para analizar el capítulo de hidrocarburos del proyecto de ‘Ley Ómnibus’ que va a estar siendo tratado en el Congreso Nacional”.

Ponce detalló que “abordamos también el traspaso de las áreas hidrocarburíferas que hoy por hoy no están siendo explotadas por YPF, y trabajamos en conjunto con los diputados nacionales Romero y Ávila para garantizar la defensa de los recursos de nuestra provincia”.

El Gobierno pretende incentivar la producción de gas y petróleo en yacimientos convencionales de la provincia, para revertir la declinación natural que vienen registrando todas las cuencas maduras del país en los últimos años, se indicó.

“No sólo pudimos elaborar la presentación sobre incentivos para cuencas maduras que vamos a estar exponiendo a distintas operadoras en Buenos Aires, si no que también pudimos encarar los temas que hacen a la defensa de nuestra cuenca y nuestros recursos naturales”, enfatizó el ministro Ponce.

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No hay ninguna «emergencia climática» según científicos

“El ‘cambio climático’ es en realidad una desinformación muy deshonesta difundida por los políticos”. John Clauser, Premio Nobel de Física 2022, y una red de más de 1.609 científicos han preparado este mensaje urgente: “El archivo geológico revela que el clima de La Tierra ha variado desde que existe el planeta, con fases naturales frías y cálidas”. La Pequeña Edad del Hielo terminó en 1850. Por lo tanto, no sorprende que ahora estemos experimentando un período de calentamiento, el cual es mucho más lento de lo previsto. El mundo se ha calentado significativamente menos de lo previsto por el IPCC […]

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“EL PROYECTO FÉNIX REPRESENTA LA MAYOR INVERSIÓN EN EL PAÍS EN MATERIA ENERGÉTICA”

El gobernador Gustavo Melella agradeció la visita de la CEO de Total Austral Catherine y destacó que “el Proyecto Fénix representa actualmente la mayor inversión en el país en materia energética”. “Desde la provincia venimos trabajando muy fuerte junto al sector privado para fortalecer la producción de hidrocarburos. Además estamos impulsando la industrialización del gas, algo fundamental para ampliar la matriz productiva de la provincia”, dijo el mandamás provincial. Gustavo Melella, Gobernador de Tierra del Fuego de la AIAS, y Agustín Tita, Ministro Encargado de Gabinete, se reunieron con Catherine Remy, directora general de Total Austral. En el encuentro, se […]

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Petróleo: durante 2024 Argentina podría superar a Colombia y consagrarse como el tercer productor de LATAM

Desde 2019, el país caribeño no ha suscrito nuevos contratos de exploración, a diferencia de la Argentina, donde la producción se ve impulsada por el desarrollo de Vaca Muerta. En cuanto al gas, Argentina se destaca como líder regional. Las muy agresivas declaraciones del presidente argentino, Javier Milei, que en una entrevista televisiva con la cadena norteamericana CNN calificó al presidente colombiano, Gustavo Petro, de “comunista asesino que está hundiendo a Colombia”, generaron a su vez la reacción del mandatario colombiano, que llamó a consulta al embajador de ese país en la Argentina, Camilo Romero, quien presentó su protesta por […]

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La balanza comercial arrojó un superávit de 281 millones de dólares

En dos meses se importaron 1.639 Mm3 de gasolina. El monto total de las importaciones de GNL fue de 2.676 MMm3. Así, las importaciones de gas de Bolivia disminuyeron un 40,4% anual hasta un total de 2.381 MMm3. En el último año, las exportaciones disminuyeron un 9,5%, mientras que las importaciones disminuyeron un 14,9%. La balanza comercial relacionada con la energía arrojó un superávit de USD 281 millones en noviembre de 2023. Esto se explica porque, en el último año, las importaciones disminuyeron un 14,9% y las exportaciones disminuyeron un 9,5%. El Instituto de Energía Mosconi (IAE) informó que en […]

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Con plantas nativas, el INTA recuperó 500 hectáreas afectadas por derrames petroleros en Chubut

Durante tres décadas, la Estación Experimental Agropecuaria patagónica trabajó para rehabilitar áreas. Logró la revegetación mediante la utilización de especies arbustivas y pastos. Y surgió un vivero para zonas áridas. La Estación Experimental Agropecuaria (EEA) del INTA Chubut trabajó durante más de tres décadas para restaurar sitios impactados por derrames de hidrocarburos en la región. Con la implementación de protocolos en colaboración con productores y empresas, lograron la revegetación de más de 500 hectáreas utilizaron especies arbustivas y pastos, dando lugar al surgimiento del Vivero de Especies Nativas de zonas áridas. En ese sentido, en un esfuerzo por prevenir y […]

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El promedio de la generación de energías renovables en el último año alcanzó el 14%

El aumento de las energías renovables está impulsado por el aumento de la generación solar y eólica, que aportaron más del 10% del total. Los precios de las mayorías aumentaron por encima tanto del costo de producción como del precio que satisface la demanda. El aumento anual en las categorías de Biogás, Eólica, Hidráulica Renovable y Solar, que se incrementaron en 2%, 2%, 10,5% y 10,7% años, se refiere a la generación a través de energías renovables definidas en la Ley 27.191. De otro lado, durante los últimos doce meses, la generación Biomasa ha disminuido de un 3,5 %. El […]

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Reversión del Gasoducto Norte: La UT Techint Sacde estará a cargo de los renglones dos y tres

Las empresas, de manera conjunta, obtuvieron el contrato para construir un ducto que busca abastecer a las provincias del norte argentino con el gas de Vaca Muerta y reemplazar la importación de Bolivia. Techint Ingeniería y Construcción y Sacde, quienes conforman la Unión Transitoria de Empresas (UT), firmaron el contrato para construir un ducto que busca abastecer a las provincias del norte argentino con el gas de Vaca Muerta, reemplazando la importación de Bolivia, cuya producción registra un importante declive. La obra contempla la construcción de un gasoducto de 100 km, con un diámetro de 36 pulgadas, que va desde […]

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Seguirá bajo el precio del litio

La baja en las ventas de autos eléctricos y el exceso de oferta en el mercado de metales para baterías empujaron a la baja en 80% el valor del litio en 2023.
La producción de litio fue importante en 2022, el mercado pasó de un déficit de oferta en ese año, a un superávit en 2023. Sin embargo la baja en las ventas de autos eléctricos por parte de China también favoreció la caída del precio del metal.

En el segundo trimestre de 2024 podría producirse cierta reposición de existencias, lo que daría lugar a una ligera recuperación de los precios pero “en general tenderán a la baja la cotización del litio durante la segunda mitad del año”.

El crecimiento de la demanda se ha ralentizado mientras aumentaban las existencias de metales para baterías, lo que ha presionado a la baja los precios del litio.
Las ventas chinas de autos eléctricos crecieron en 1,5 millones de unidades entre enero y octubre de 2023, frente a los 2,3 millones de unidades vendidas en el mismo periodo de 2022, “lo que apunta a una normalización en las cadenas de suministro”, escribieron los analistas de investigación de Goldman Sachs en una nota a finales de noviembre.

“La aceleración de la expansión de la oferta y el aumento del capex de baterías de los últimos 18 meses ha llevado al balance de baterías de China a un superávit, lo que a su vez ha pesado en la demanda de reabastecimiento de litio”, dijo Goldman Sachs.
Según los analistas de Goldman, “la normalización de la cadena de suministro, combinada con la eliminación progresiva de las subvenciones nacionales en China, también erosionó el ritmo de crecimiento de la demanda de autos eléctricos”.

El debilitamiento del mercado del litio se ha hecho cada vez más evidente, con una ralentización del crecimiento de la demanda que contrasta directamente con el aumento de la oferta mundial de litio.

Sólo en China, parece haber habido un excedente de más de 200 GWh de baterías de iones de litio el año pasado, dijo Wood Mackenzie en una perspectiva de 2024 sobre las cadenas de suministro de baterías y autos eléctricos.Los pronósticos de esta consultora señalan que aún hay margen para que el precio caiga, pero recuperará terreno en el mediano plazo si se busca un precio de equilibrio. Asegura que la nueva alza del precio comenzaría en 2028.
El temor de las mineras es que se descubran nuevos y abundantes yacimientos de litio que puedan impulsar más a la baja la cotización del metal.

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Jimena Latorre y el desafío de desarrollar la matriz energética

El periodista Alejando Gamero logró un interesante reportaje, que reproducimos a continuación, con la Ministra de energía y Ambiente, Jimena Latorre donde se aborda el tema del gran desafío asumido por el gobierno provincial desde esa cartera, el de desarrollar la matriz energética de Mendoza. La matriz energética es clave en estos tiempos para el crecimiento de Mendoza por diversas razones: primero, porque la provincia tendría la materia prima para producirla; segundo, porque su producción ha generado y genera una gran polémica pública; y tercero, porque Mendoza está urgida en ampliar su matriz productiva. El fracking para obtener petróleo de […]

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Dos laboratorios de la UCR investigan la contaminación del agua con hidrocarburos a pedido del Ministerio de Salud

Investigadores de la Universidad de Costa Rica, funcionarios del Ministerio de Salud y del AyA recolectó muestras de agua para investigar la contaminación por hidrocarburos encontrada en algunas comunidades de San José. El Ministerio de Salud recibe apoyo del CELEQ y del CICA mediante muestreos de agua para identificar y aislar el contaminante detectado en varias comunidades de San José. El Ministerio de Salud es el objetivo de la cooperación entre el Centro de Investigación en Contaminación Ambiental (CICA-UCR) y el Centro de Investigación en Electroquímica y Energía Química (Celeq-UCR) para aislar e identificar el contaminante detectado en el agua […]

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Amazon es el principal impulsor de energía renovable en el mundo

Amazon invirtió en más de 100 nuevos proyectos de energía solar y eólica en 2023, convirtiéndose en el mayor comprador corporativo de energía renovable del mundo por cuarto año consecutivo. Las inversiones de Amazon incluyen el primer proyecto de la empresa en una zona industrial abandonada -que reconvertirá una mina de carbón de Maryland previamente contaminada en un parque solar-, así como el primer proyecto de energía renovable de Amazon en Corea del Sur. La empresa cuenta ahora con más de 500 proyectos eólicos y solares en todo el mundo y, una vez en funcionamiento, se espera que generen más […]

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¿Cómo hacer un uso responsable, eficiente y racional del gas natural durante la época estival?

En el marco del programa “Cuidemos Nuestros Recursos”, Naturgy acerca recomendaciones con el objetivo de promover durante la época estival el uso responsable, eficiente, racional y seguro de un recurso natural y no renovable, como es el gas natural. También, brinda consejos para la prevención de accidentes por inhalación de monóxido de carbono, un gas letal.

El objetivo que persigue la compañía con esta iniciativa es que se tome conciencia de que con pequeños recaudos en los hogares propios o de alquiler durante el verano se puede disfrutar de las comodidades y servicios del gas natural y, simultáneamente, ahorrar en el consumo.

En el portal www.CuidemosNuestrosRecursos.com se pueden encontrar recomendaciones para realizar un uso consciente no sólo del gas, sino que también de la electricidad y el agua, disfrutando la misma calidad de vida se lleva en familia y contribuyendo a la reducción de gases de efecto invernadero.

Por esto, Naturgy invita a poner en práctica las sugerencias para realizar un uso responsable de la energía; además, de recordatorios sobre las precauciones a tener frente a accidentes por monóxido de carbono que en el verano también pueden estar, ya que debemos verificar el funcionamiento de artefactos y que estén en condiciones de seguridad:

Artefactos del hogar

• Utilizar artefactos aprobados por el ENARGAS y verificados por un gasista matriculado.
• Si cambia de calefón o termotanque, elegir siempre los más eficientes: los Clase A.
• Verificar el buen funcionamiento de los tirajes o conductos de ventilación, de modo que no estén obstruidos, estrangulados, fisurados desconectados o abollados, dado que las casas de veraneo pueden estar mucho tiempo en desuso durante el año.
• No obstruir las rejillas de ventilación e ingreso de aire.
• Si el establecimiento posee calefón, revisar antes de usar, es el artefacto que provoca más accidentes.
• En caso de que alguna persona esté bajo los efectos del monóxido de carbono deberá ser rápidamente retirada del lugar para que aspire aire fresco y deberá ser atendida por un médico.

Para cocción

• Usar el horno con moderación (el gasto de gas de 1 horno equivale al de 3 hornallas chicas).
• Cocinar con la olla tapada y reducir la llama cuando se llegue al punto de hervor.
• Ajustar la llama de las hornallas al diámetro del fondo de los recipientes y manténgalos tapados. La llama que sobresale no aporta mayor calor al recipiente y si está destapado se pierde temperatura.
• Cuando alcance el punto de ebullición, disminuya la llama. Cuando alcance el punto de cocción, apáguela.
• Limpiar los quemadores: si están sucios por caída de comida anterior o bien por falta de mantenimiento ya que demoran la cocción de los alimentos y aumenta el consumo de energía.
• La llama siempre tiene que ser AZUL.

Para agua caliente

• Utilizar el agua caliente sólo cuando sea necesaria, y calentarla a temperatura suficiente. No derrochar agua ni gas que son recursos limitados.
• Si tiene calefón, regular en el verano la temperatura del agua con la perilla o botonera. Así ahorrará gas y prolongará la vida útil del artefacto.
• Si tiene termotanque, regular su temperatura y aislar térmicamente el artefacto cuando está colocado fuera de la vivienda.
• Usar la ducha con flor en buen estado y que disperse bien el agua. Al ducharse, hacerlo en un tiempo razonable.

, Redaccion EconoJournal

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Preocupado por el déficit fiscal, Caputo cambia el cronograma de aumentos de tarifas: adelanta la suba de la electricidad y difiere la de gas natural

Por decisión del ministro de Economía, Luis Caputo, el gobierno modificó los parámetros temporales con los que venía trabajando la Secretaría de Energía para recomponer las tarifas residenciales de gas y electricidad. Hasta fines de la semana pasada, la cartera que dirige Eduardo Rodríguez Chirillo estaba terminando de ajustar los detalles de los nuevos cuadros tarifarios de gas natural con vistas a tenerlos listos y publicarlos el 1º de febrero o a más tardar durante los primeros 10 días del mes entrante. Sin embargo, el titular del Palacio de Hacienda ordenó alterar el cronograma de incrementos para avanzar primero con la suba de las facturas de electricidad.

A raíz de eso, la actualización de las tarifas residenciales de gas quedó relegada y podría demorarse hasta los primeros días de marzo. El interventor del Ente Regulador del Gas (Enargas), Carlos Casares, ya le comunicó el jueves pasado la decisión del Ejecutivo a los máximos directivos de las empresas distribuidoras —Metrogas, Camuzzi, Naturgy y EcoGas, entre otras— nucleadas en Adigas, según pudo reconstruir EconoJournal a partir del relevamiento de fuentes privadas.

Luis Caputo anticipó el viernes que se profundizará el ajuste fiscal.

Directivos de empresas distribuidoras y transportistas se comunicaron con Caputo para intentar conocer de primera mano cuál es el plan en el que trabaja el Ministerio de Economía. La respuesta que recibieron fue escueta: «Hay que esperar».  Allegados al titular del Palacio de Hacienda indicaron que el objetivo es ecualizar los aumentos de tarifas con el programa antiinflacionario que está diseñando Economía y, al mismo tiempo, ser más eficaces en la reducción del déficit fiscal energético, que en 2023 representó casi 1,8 puntos del PBI.

Prioridad

Desde esa clave, tiene más sentido avanzar primero con una quita de subsidios a las facturas residenciales de electricidad a partir de febrero —dado que por cuestiones estacionales, uno de los picos de consumo se registra en los meses de verano— y dilatar o al menos morigerar la actualización de las tarifas de gas natural, que recién impactarán en los bolsillos de los usuarios dentro en unos meses, cuando llegue el frío.

“Caputo cambió los criterios de acción con los que venía trabajando el gobierno. Está preocupado por el impacto en el IPC de un aumento simultáneo de las tarifas de gas y electricidad. Y también por el déficit fiscal que genera el sector de energía. Esta semana seguirán las reuniones con Energía para terminar de calibrar con qué velocidad se retirarán los subsidios”, explicó un alto ejecutivo del sector que está inquieto por la dilación de la suba de las tarifas de gas.

Uno de los planteos formulados por las empresas de gas natural al Ejecutivo es que, si la intención oficial es ecualizar mejor la suba de tarifas para controlar su réplica inflacionaria, la actualización de las tarifas podría desagregarse en dos habilitando en febrero una recomposición del Valor Agregado de Distribución (VAD) y del margen de transporte a fin de mejorar la deteriorada caja de las empresas reguladas y postergar para marzo la suba del precio del gas natural en el Punto de Ingreso al Sistema (Pist). De las fuentes consultadas por EconoJournal se desprende que aún no hay certezas acerca de la decisión que tomará el gobierno.

Primero electricidad

Lo que está claro es que el gobierno optó por avanzar primero por la suba de las tarifas de electricidad de cara a reducir los aportes del Estado sobre ese segmento, que explica casi un 70% del total de las subsidios energéticos que costea el Tesoro. A raíz de eso, Economía y Energía están terminando de definir la letra chica de la resolución que actualizará el nuevo precio estacional de la electricidad que deberán pagar los hogares a partir del mes que viene.

No es una tarea sencilla: el atraso tarifario en el que incurrió el gobierno de Alberto Fernández provocó que la mayor parte de los hogares del país —casi un 60% del total nacional— pague en sus facturas apenas un 5% del precio monómico de la electricidad, que refleja el costo real de la energía. Para ponerlo en números: un usuario categorizado, dentro del esquema de segmentación actual, en el Nivel 3 (ingresos medios) tiene cargado en su factura un precio estacional de la electricidad de $ 3200 por megawatt por hora (MWh) consumido. Un hogar rotulado como Nivel 2 (bajo poder adquisitivo) abona un precio de 2980 $/MWh.

Como el combustible que se utiliza para generar electricidad en centrales térmicas (gas natural, gasoil y fuel oil) se paga en dólares, el costo real de la energía trepó en diciembre por encima de los $ 55.000 por MWh, es decir, unas 17 veces más que lo que pagan los hogares de los niveles 2 y 3, que representan un 58% del universo total de usuarios residenciales. La distancia es menor con respecto a los usuarios Nivel 1 (alto poder adquisitivo) quienes venían desembolsando un precio estacional de $21.000 por MWh.

En la última semana, funcionarios de Energía redactaron distintas propuestas de la resolución oficial que determinará a cuánto ascenderán los nuevos precios de la electricidad que se cargarán en los cuadros tarifarios de las distribuidoras. Los números finales los terminará de definir el equipo de Caputo entre hoy y mañana miércoles. “En el trimestre los aumentos van a ser muy importantes en todos los segmentos. Es lo correcto para iniciar la normalizacion del sistema y lo necesario fiscalmente. Veremos lo que sale”, indicó una de las fuentes consultadas.

Resta saber cuánto evolucionará el VAD de Edenor y de Edesur, las dos mayores distribuidoras del país, que en conjunto abastecen casi un 40% de la energía que se consume en todo el país. Las empresas pidieron en la audiencia pública del viernes pasado una recomposición de sus ingresos de un 250%, que tendría una impacto en la factura final de los hogares del 90 por ciento. La intención del gobierno es publicar antes del 15 de febrero los nuevos cuadros tarifarios de ambas empresas, que es condición necesaria para que las distribuidoras se pongan al día con el pago a Cammesa de la factura de la energía que toman del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM).

Nueva audiencia

La Secretaría de Energía publicará esta semana una convocatoria oficial para realizar una nueva audiencia pública en la que se presentará formalmente cómo funcionará el nuevo esquema de subsidios que implementará el gobierno de Javier Milei, que se apoyará sobre la creación de una canasta básica energética que buscará cubrir parte del costo del gas y la electricidad para hogares de bajo poder económico.

Uno de los parámetros que se tendrá en cuenta para crear esa canasta será que, en conjunto, el gasto mensual en energía (gas más electricidad) no supere el 10% del ingreso total que sume el grupo conviviente que habita un mismo hogar. La audiencia a la que convocará Rodríguez Chirillo en los próximos días servirá para precisar cómo funcionará el nuevo sistema de subvenciones y qué alcance tendrá. La Secretaría de Energía optó por no realizar comentarios frente a la consulta de este medio.

, Nicolas Gandini

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Naturgy recomienda “cuidemos nuestros recursos”

En el marco del programa “Cuidemos Nuestros Recursos”, Naturgy te acerca recomendaciones con el objetivo de promover durante la época estival el uso responsable, eficiente, racional y seguro de un recurso natural y no renovable, como es el gas natural. A su vez, consejos para la prevención de accidentes por inhalación de monóxido de carbono, gas letal que no se toma vacaciones en tus vacaciones.
 
A su vez, la idea es que todos tomemos conciencia de que con pequeños recaudos en los hogares propios o de alquiler durante el verano se puede disfrutar de las comodidades y servicios del gas natural y, simultáneamente, ahorrar en el consumo. En nuestro portal www.CuidemosNuestrosRecursos.com se pueden encontrar recomendaciones para realizar un uso consciente no sólo del gas, sino que también de la electricidad y el agua, disfrutando la misma calidad de vida que llevas en familia y contribuyendo a la reducción de gases de efecto invernadero.
 
Por esto, Naturgy te invita a poner en práctica las sugerencias para realizar un uso responsable de la energía; además, de recordatorios sobre las precauciones a tener frente a accidentes por monóxido de carbono que en el verano también pueden estar, ya que debemos verificar el funcionamiento de artefactos y que estén en condiciones de seguridad:
 
ARTEFACTOS DEL HOGAR
 
Utilizar artefactos aprobados por el ENARGAS y verificados por un gasista matriculado.
Si cambia de calefón o termotanque, elegir siempre los más eficientes: los Clase A.
Verificar el buen funcionamiento de los tirajes o conductos de ventilación, de modo que no estén obstruidos, estrangulados, fisurados desconectados o abollados, dado que las casas de veraneo pueden estar mucho tiempo en desuso durante el año.
No obstruir las rejillas de ventilación e ingreso de aire.
Si el establecimiento posee calefón, revisar antes de usar, es el artefacto que provoca más accidentes.
En caso de que alguna persona esté bajo los efectos del monóxido de carbono deberá ser rápidamente retirada del lugar para que aspire aire fresco y deberá ser atendida por un médico.
 
PARA COCCION
 
Usar el horno con moderación (el gasto de gas de 1 horno equivale al de 3 hornallas chicas).
Cocinar con la olla tapada y reducir la llama cuando se llegue al punto de hervor.
Ajustar la llama de las hornallas al diámetro del fondo de los recipientes y manténgalos tapados. La llama que sobresale no aporta mayor calor al recipiente y si está destapado se pierde temperatura.
Cuando alcance el punto de ebullición, disminuya la llama. Cuando alcance el punto de cocción, apáguela.
Limpiar los quemadores: si están sucios por caída de comida anterior o bien por falta de mantenimiento ya que demoran la cocción de los alimentos y aumenta el consumo de energía.
La llama siempre tiene que ser AZUL.
 
PARA AGUA CALIENTE
 
Utilizar el agua caliente sólo cuando sea necesaria, y calentarla a temperatura suficiente. No derrochar agua ni gas que son recursos limitados.
Si tiene calefón, regular en el verano la temperatura del agua con la perilla o botonera. Así ahorrará gas y prolongará la vida útil del artefacto.
Si tiene termotanque, regular su temperatura y aislar térmicamente el artefacto cuando está colocado fuera de la vivienda.
Usar la ducha con flor en buen estado y que disperse bien el agua. Al ducharse, hacerlo en un tiempo razonable.
 

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Cabrera: “El 2024 o 2025 tendrá un fuerte énfasis en almacenamiento stand alone”

Sphera Energy, empresa que opera en el sector energético desde más de 10 años desarrollando proyectos, dijo presente en el mega evento Latam Future Energy Southern Cone Renewable Summit, organizado por Future Energy Summit (FES) en noviembre en el Hotel Intercontinental de Santiago, Chile.

Durante la cumbre que reunió a más de 400 protagonistas del sector renovable de la región, Carlos Cabrera, socio fundador de la compañía y past president de la Asociación Chilena de Energía Solar (ACESOL), brindó una entrevista exclusiva en la que analizó las perspectivas a futuro. 

“El 2023 fue un año muy bueno, la energía renovable y, en particular la solar, sigue creciendo mucho en Chile (…) Y el 2024 o 2025 seguramente tendrá un fuerte énfasis en almacenamiento stand alone”, afirmó. 

“La palabra del 2024 será almacenamiento porque estamos perfeccionando y mejorando el decreto supremo N°62 del reglamento de potencia, el DS N°125 de la coordinación y operación del Sistema Eléctrico Nacional, sumado a que las Licitaciones de Suministro para clientes regulados incluyen un premio para aquellos proyectos con storage”, agregó. 

Cabe recordar que el nuevo reglamento de transferencia de potencia entre empresas generadoras establecidas en la Ley General de Servicios Eléctricos de Chile ya ingresó a la Contraloría General de la República luego de recibir más de 400 observaciones y comentarios del sector; y se espera que su tramitación se concrete en la primera mitad del corriente año

Una de las principales modificaciones del reglamento en cuestión está orientada al porcentaje de reconocimiento de potencia inicial de un sistema de almacenamiento (SAE) o de la componente de storage de un parque renovable híbrido (generación + baterías). 

Mientras que la Licitación de Suministro N°1/2023 (a realizarse entre abril y mayo del 2024 por diferentes prórrogas) finalmente subastará 3430 GWh/año y brindará un descuento para las aquellas ofertas para los bloques horarios A o C, que estén respaldadas parcial o completamente por sistemas de storage y generación renovable no variable.  

“Además, en Chile tenemos diferencia de precios estabilizado por bloques, es decir que hay diferencias de precios en el día y la noche, que da pie a que avance el financiamiento de proyectos, en particular híbridos. Pero son los emprendimientos stand alone los que tienen mucha más perspectiva de financiamiento porque en el país enfrentamos altos niveles de vertimiento y es imperiosa la necesidad de almacenamiento”, complementó Cabrera. 

Próximos pasos de Sphera Energy

La compañía ya desarrolló más de 200 MW de Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD), tanto de 3 MW como de 9 MW potencia, y la estrategia está puesta en seguir ampliando ese pipeline de proyectos.

Tal es así que su socio fundador reconoció que actualmente trabajan en un amplia cartera de 2 GW de capacidad en centrales de gran escala (solares y con almacenamiento de energía), de los cuales dos parques ya cuentan con aprobación ambiental (400 MW en la zona centro sur), tres en plena tramitación ambiental y otros tres en etapas tempranas.

“El último tiempo estamos trabajando con las baterías stand alone, tecnología que tiene mucha perspectiva en Chile. Tenemos un portafolio de PMGD stand alone en el cual hay muchas consultas y expectativas sobre cómo será el tratamiento en el país, si habrá financiamiento o no; y por otro lado un pipeline stand alone pero a nivel utility scale”, aclaró el especialista.

La entrada Cabrera: “El 2024 o 2025 tendrá un fuerte énfasis en almacenamiento stand alone” se publicó primero en Energía Estratégica.

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Holcim lanza licitación para el desarrollo de 20 plantas de generación distribuida en México

En línea con sus compromisos por avanzar en la transición energética, Holcim, líder mundial en soluciones de construcción innovadoras y sostenibles, lanza licitación para la Instalación de paneles fotovoltaicos en 20 sitios en el esquema de regulación legal conocido como generación distribuída.

En conversaciones con Energía Estratégica, Andrés Hector Kobesrski, Responsable de Suministro de Holcim México, brinda más detalles sobre la apuesta.

 “Queremos contribuir a la descarbonización en México apostando a la generación distribuida. La primera etapa de esta iniciativa ya contempló la instalación de 5 MW con 10 plantas en 10 ubicaciones, y ahora, en la segunda etapa de un total de tres, la empresa tiene como objetivo instalar 20 plantas en 20 sitios a lo largo del país, con una capacidad máxima de 10 MW”, explica.

Las regiones seleccionadas para la ubicación de estas plantas incluyen Sonora, Puebla, Aguascalientes, Ciudad de México, Chihuahua, San Luis Potosí, Jalisco, Tabasco, Guanajuato, entre otras. El propósito es extender la presencia de paneles solares a lo largo de la república.

Proceso licitatorio

La empresa ha establecido el plazo para recibir ofertas hasta el 20 de marzo de 2024, en línea con su política de compra. De esta forma, Holcim invita a proveedores nacionales e internacionales a participar en esta licitación, con la condición de que los equipos y fuentes de conversión sean de calidad Tier One.

En tanto a la modalidad de contratos, Kobesrski señaló que algunos proyectos podrían ser de inversión propia, mientras que otros podrían involucrar Acuerdos de Compra de Energía (PPAs). No se exige una metodología única; la empresa busca evaluar y seleccionar la mejor solución técnica y económica en cada caso.

La compañía espera que los proyectos entren en operación durante el primer semestre del próximo año, enfocándose en seguir todos los procesos necesarios para hacerlos realidad. 

Compromiso global hacia la descarbonización

Asimismo, Kobesrski resalta que esta última licitación está enmarcada en la estrategia de descarbonización que la empresa está implementando a nivel global.

“Holcim se ha comprometido a lograr emisiones netas cero de carbono al 2050. Este compromiso global ha llevado a la implementación de diversas iniciativas, incluyendo la adopción de energías renovables en sus procesos”, señala.

En este sentido, destaca el caso de la planta de Hermosillo, donde se registra el 57% de uso de combustibles alternativos cuya emisión de carbono neta es neutra.

En línea con estos objetivos sostenibles, el ejecutivo también destaca que se han incorporado tecnologías como el oxihidrógeno (HHO) en algunas plantas, promoviendo el uso de combustibles alternativos y buscando reducir los consumos térmicos de manera efectiva.

Con estas ambiciosas apuestas, Holcim no solo busca avanzar en su compromiso global de descarbonización, sino también liderar el camino hacia un futuro más sostenible y energéticamente eficiente en cada país donde tienen presencia.

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Licitaciones en puerta: Uruguay tendrá nuevos pliegos renovables en los próximos meses

La Administración Nacional de Usinas y Trasmisiones Eléctricas (UTE) de Uruguay inicia el 2024 con muchos desafíos para seguir fortaleciendo el sistema eléctrico del país, de tal manera que destinará varias inversiones para expandir la generación de energía y las redes de transmisión. 

Tal que Silvia Emaldi, presidenta de UTE, conversó en exclusiva con Energía Estratégica y confirmó que en los próximos meses se lanzarán las licitaciones para nuevos parques solares que forman parte del Plan de Expansión futuro y el Plan Quinquenal de Inversiones. 

“Sobre fines de febrero o principios de marzo estará publicado el primer pliego del parque solar de 25 MW que se instalará en los terrenos de Punta del Tigre. Mientras que uno o dos meses después se publicará el pliego del otro parque de 75 MW en los terrenos de Cerro Largo, que ya finalizó la expropiación del mismo”, afirmó. 

“Ambos proyectos serán llave en mano y estimamos una inversión cercana a los USD 100.000.000. En cuanto a plazos, las obras comenzarán en 2025, ya que durante el 2024 se llevará a cabo la propia licitación, la gestión de los permisos ambientales y la llegada del equipamiento de la obra”, agregó. 

Y cabe recordar que, a partir del año 2026, UTE tenía previsto incorporar módulos de 100 MW de energía solar por año para afrontar la demanda, acompañando el crecimiento de la instalación de generación de UTE hasta el año 2047. 

A esos procesos licitatorios se debe agregar que en mayo quedarán habilitados los primeros 10 MW de capacidad (de los 32 MWp) del parque solar que se construye en el departamento de San José, producto de una multa que se cobró a Hyundai. 

Dicha multa es parte del acuerdo alcanzado, ya que a fines de 2017, la compañía coreana inició un litigio contra UTE reclamando daños y perjuicios pasados y futuros por incumplimientos en la ejecución de la obra de la construcción de la central de ciclo combinado en Punta del Tigre. 

“Mientras que en julio terminará todo el proyecto solar en Punta del Tigre con 32 MW de capacidad, lo que será un hito para este año con el orden de 70.000 paneles instalados y las conexiones al sistema eléctrico de Uruguay”, aclaró Emaldi. 

Además, este año también comenzó la renovación de la central hidroeléctrica de Baigorria (ya tiene 60 años de vida útil) y es un proyecto de USD 60.000.000, por lo que en 2024 el proveedor y UTE determinarán toda la ingeniería y el equipamiento a construir, que llegaría al inicio del 2025 y dé lugar a obra física. 

“También firmamos los contratos con Google para la instalación del orden de 45 MW para su data center y existen procesos para la generación de criptomonedas. Por lo que se dan proyectos de gran demanda, a su vez que interactuamos con algunos proyectos de hidrógeno que, en principio, estarían conectados al sistema y podría haber alguna transferencia de energía”, añadió. 

Ampliación de la transmisión

La presidenta de UTE también fue consultada acerca de las obras previstas para 2024 en materia de transporte eléctrico, que tiene al cierre del Anillo de Transmisión del Norte como objetivo principal, ya que conectará Tacuarembó y Salto, lo que habilitará dos caminos en la red de alta tensión del país en caso de haber una interrupción, la evacuación de energía de importantes proyectos en el centro del territorio y una mejor integración con los países circundantes para exportar o importar energía.

“La iniciativa requerirá una inversión cercana a los USD 190.000.000 y en el primer trimestre del 2025 debería estar operativa la red de alta tensión, que incluye el despliegue de 360 kilómetros de líneas de alta tensión y la instalación de 1.000 torres y dos estaciones eléctricas”, explicó la especialista. 

Es decir que se continuarán las inversiones realizadas durante el 2023, considerando que dicho año fue el más alto de los cinco años de la administración con aproximadamente USD 283.000.000 en ejecución y que el 70% de las inversiones están destinadas a permitir la mayor conectividad eléctrica.

“Todo esto nos ubica en una muy buena posición para los próximos años, para que lleguen más inversiones a Uruguay. A la par que desarrollamos la mejora de la infraestructura de transmisión”, concluyó.  

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Guatemala diseña una tarifa de excedentes para autoproductores con energía solar

“El distribuidor ENEE tiene y ya nos envió, por primera vez en la historia, una propuesta de tarifa para la autoproducción”, aseguró Wilfredo Flores, comisionado de la Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE).

Esta iniciativa del ministro Erick Tejada, también gerente general de la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE), sería un driver para propiciar nuevas instalaciones de energía solar distribuida; por lo que, desde la CREE estarían evaluando su total impacto.

“Ya está en la mano de la Comisión, la estamos analizando y dentro de poco vamos a tener ya una tarifa para autoproductor”, confió el comisionado Flores.

En el marco del primer Simposio de Energía Solar para Autoconsumo en Honduras, el regulador confió en que la publicación de las tarifas por excedentes será inminente.

“Vamos a mandar las señales económicas adecuadas, porque la autoproducción inevitablemente es algo que se viene”.

Es preciso señalar que no existe un registro certero que contabilice todas las instalaciones de generación distribuida en el territorio hondureño. Tras el último eclipse solar, se identificaron en el orden de 150 MW que dejaron de contribuir a la red, adjudicándoselos a posibles autoproductores solares. Por lo que, un asunto pendiente será también registrar oficialmente los sistemas de autoproducción que puedan acceder al cobro de excedentes.

Visto aquello y si bien también restará que se indiquen detalles adicionales como la metodología de cálculo para la tarifa, estos avances fueron bien recibidos por la iniciativa privada.

“¡Qué buena noticia!”, valoró Emiliano Paz Taboada, gerente general en Proteger HN, al escuchar la primicia del comisionado de la CREE.

Durante su intervención en el simposio, el ingeniero Paz Taboada, un experto con más de 22 años de experiencia en el sector de energía renovable, explicó que la falta de definición de una tarifa para el cobro de excedente ha sido una barrera tanto para los usuarios autoproductores como para los integradores solares:

“Quizás el principal problema que se ha manifestado por parte de los clientes siempre es [no cobrar por] ese excedente. Saber diseñar para un cliente que no entregue la red se vuelve hasta un poco a veces complejo, pero con esa bandera que acaba de levantar es una muy buena noticia”, consideró.

De esta manera, una tarifa de excedentes vendría a significar un estímulo para que más usuarios del sistema de distribución apuesten por estas alternativas de generación pero además sería una contribución para disminuir los riesgos de pérdidas técnicas y no técnicas en las redes que tanto aqueja a la empresa de distribución, significando un ganar-ganar todas las partes.

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La solar en Colombia alcanza el 2,4% de la matriz eléctrica, muy por detrás de la hidráulica y la térmica

Según información de XM, administrador del mercado eléctrico, a lo largo del 2023 ingresaron 1.142 MW de nueva potencia, representada en un 56,2% a capacidad hidráulica: 642 MW; un 25,7% de térmicas fósil, con 293 MW operativos; y un 18,1% de plantas solares, por un total de 207 MW.

De esta manera, la capacidad total del sistema eléctrico a cierre de 2023 fue de 19.919 MW, aumentando 6,08% respecto al año pasado.

Durante el cuarto trimestre de 2023 ingresaron al Sistema Interconectado Nacional (SIN), 28 proyectos, de los cuales son 7 proyectos de generación que suman 921,8 MW; 2 proyectos que conectan carga en el Sistema, es decir, proyectos que consumen energía directamente de la red y 19 que entraron a reforzar las redes Sistema de Transmisión Regional (STR).

De los 7 proyectos de generación de mayor envergadura que ingresaron al SIN, 600 MW corresponden a la entrada de 2 unidades de la planta de generación hidráulica Ituango, 241 MW corresponden al cierre de ciclo de la planta Termocandelaria, 50 MW corresponden a la ampliación de la planta de cogeneración Incauca y los 30,8 MW restantes corresponden a plantas solares.

Fuente: XM

Los que están en cola

En cuando a proyectos de generación pronto a entrar en plena operación, XM reportó que al cierre del 2023 se registraron 15 emprendimientos en estado de pruebas iniciales, es decir, conectados al SIN para realizar las pruebas requeridas para su puesta en marcha, de acuerdo al cumplimiento de la normativa vigente y los protocolos de pruebas definidos por el Consejo Nacional de Operación.

En suma, para este año podrían ingresar en funcionamiento 15 proyectos de energías renovables por 1.133 MW. Se trata de dos parques eólicos, por 32 MW, y 13 solares fotovoltaicos, por 1.101 MW.

Fuente: XM

Proyectos de transmisión

Por otra parte, de acuerdo a XM, en 2023 ingresaron 36 proyectos de este tipo con los cuales en el SIN aumentó en un 2,3% los kilómetros de líneas y un 2.4% la capacidad de transformación, respecto a 2022.

Fuente: XM

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Secretaría de Energía de Argentina abrirá más puertas a inversiones privadas en el sistema de transmisión

La Secretaría de Energía de la Nación dijo presente en la tercera y última audiencia pública sobre aumentos de tarifas de gas y electricidad, en donde en dicha oportunidad el foco estuvo puesto en el sistema de transmisión eléctrica. 

Mariela Beljansky, subsecretaria de Planeamiento Energético de la Nación, criticó el estado de las redes y los mecanismos de expansión aplicados en las gestiones anteriores, explicó por qué no se pueden incorporar más renovables al sistema y cómo el nuevo gobierno de Javier Milei prevé que se desarrollen la nueva infraestructura eléctrica. 

“El Sistema Argentino de Interconexión (SADI) se encuentra saturado. La falta de planificación de mediano y largo plazo llevó a no tener respaldos del sistema y sin ampliar capacidad de transporte, no se puede incorporar generación renovable de escala. Es decir que no permite nuevas incorporaciones de generación eléctrica sino que opera como un cuello de botella”, señaló.

“El futuro y necesario crecimiento en tecnologías renovables de generación para aprovechar los recursos, requiere instalaciones de transporte y almacenamiento que implican nuevos diseños y equipos en las redes”, agregó. 

Incluso, en la última convocatoria del Mercado a Término de Energías Renovables (MATER), sólo se presentaron tres proyectos (125 MW en conjunto) debido a la poca capacidad disponible en las redes, considerando que en el Anexo III que para el NEA + Litoral + Misiones, la potencia adjudicable bajo la limitación de 6 MW oscila entre 190 MW (MATER Pleno) y 350 MW (Ref. “A”), mientras que para el NOA y La Patagonia no se detalló la capacidad posible a asignar. 

“Las ampliaciones y nuevas obras necesarias no se produjeron de manera natural. Sino que, desde la implementación del Plan Federal de Transporte Eléctrico, se ejecutaron a un costo mucho mayor y los planes estuvieron políticamente direccionados a determinadas provincias sin seguir una lógica eficiente”, complementó la funcionaria. 

Justamente dicho plan fue el más criticado por Beljansky, ya que apuntó que la decisión de ampliarlo al ámbito regional a fines del 2022 “respondió a una decisión política más que a un criterio técnico – económico”. 

Si bien ese programa contempla la puesta en marcha de un proyecto de transmisión en cada provincia, bajo la mirada del nuevo gobierno no se fijó un mecanismo de competencia que las permitan ranquear las obras y la asignación eficiente de recursos. 

Aunque el crédito de organismos internacionales podría ser una fuente de financiamiento para aquellas provincias que decidan continuar con el plan, pero en ese caso deberán tomar por cuenta propia y otorgar las garantías requeridas. 

La subsecretaria de Planeamiento Energético de la Nación continuó su presentación e hizo hincapié  en que el Estado Nacional se encuentra “quebrado” y sin posibilidad de abordar el costo de inversión de esta índole. 

Por lo que remarcó la importancia de contar con mejores herramientas para aprovechar mejor los lugares donde puedan obtener las fuentes primarias de energía de manera más económica y que el país opere en condiciones óptimas, como por ejemplo una mayor participación del sector privado.

“Es necesario generar señales para que los operadores puedan realizar las inversiones en actualización del equipamiento asociadas a sus responsabilidades. Las inversiones de transporte de jurisdicción provincial, deberán ser abordadas por los propios gobiernos locales, ya que sería injusto terminar con la discrecionalidad que benefició a algunas áreas en el pasado en detrimento de otras”, subrayó.

“Mientras que para las obras de interconexión regional, el Estado Nacional está considerando instrumentar mecanismos de iniciativa privada que procuren la inversión en un esquema de competencia internacional”, afirmó.

Es decir que la actual gestión podría dar continuidad a dos mecanismos que hoy en día ya están en marcha, tal como la presentación a inversiones en redes de transmisión en el MATER junto a proyectos de generación o una nueva etapa tras conocerse que CAMMESA recibió 20 manifestaciones de interés para gestionar y financiar ampliaciones del sistema de transporte de energía eléctrica en alta tensión.

De ese total de MDI, una sola corresponde exclusivamente a ampliación del transporte y cuatro para concretar aportes económicos para la construcción de líneas para el abastecimiento de explotaciones mineras ubicadas en zonas aisladas de la red. 

En tanto que aquellas manifestaciones de interés que también contemplan parques renovables conforman el grueso de ese llamado, ya que doce de ellas proponen la expansión del sistema interconectado junto a iniciativas de generación renovable y tres MDI con proyectos verdes para suministrar energía al sector minero de Argentina. 

Por lo que, de concretarse, se ampliará el sistema de transporte eléctrico que, según números de la Secretaría de Energía de la Nación, cuenta con: 

17560 kilómetros de líneas en 132 kv
11355 km en 220 kv
1196 km en 330 kv
219 km en 345 kv
12524 km en 500 kV. 

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La Asociación de Empresas Eléctricas de Chile pone el foco en la regulación de distribución

Chile está atravesando el proceso de transición energética con el objetivo de descarbonizar la generación de energía eléctrica. En el último año la generación de energías renovables tuvo un nivel de participación del 36,7% del total de generación eléctrica anual y alcanzó una capacidad instalada de 15.429 MW. Sin embargo, uno de los principales aspectos que aún preocupa al sector es la regulación de la distribución eléctrica, ya que es prácticamente la misma desde hace casi cuatro décadas.

Andrés Vincent, director de estudios de la Asociación de Empresas Eléctricas de Chile, participó de un webinar organizado por la Asociación de Distribuidoras de Energía eléctrica Latinoamericanas (ADELAT), en el que analizó el panorama chileno y enfatizó en la necesidad de reformar el marco regulatorio.

“Lamentablemente tenemos una regulación de distribución que tiene más de 40 años sin mayores modificaciones, es estable pero muy rígida y está enfocada en la eficiencia y no en la eficacia”, comentó.

En el sector energético existe un consenso sobre la necesidad de una reforma del marco regulatorio de distribución. Las principales asociaciones vienen reclamando desde hace un tiempo, e incluso el ministro de energía Diego Pardow lo destacó como uno de los temas a mejorar.

Mejorar la infraestructura y los precios tarifarios

Por otro lado, el representante de la asociación hizo hincapié en los eventos metereológicos que reflejan la crisis climática que se está produciendo en Chile y la región, y enfatizó en la necesidad de generar redes más robustas y resistentes, teniendo en cuenta que el 90% de las redes de distribución son aéreas y están más expuestas a la variabilidad del clima.

“Hoy en día, de cara a la transición energética, vemos que el modelo se está quedando corto, está siendo insuficiente porque resuelve los problemas con dificultad y no está incorporando la variabilidad climática y del entorno”, afirmó Vincent.

“Desde el sector promovemos que es necesario revisar este marco regulatorio completo y reconocer el tema de las redes reales que hay hoy en día para enfrentar el cambio climático y desarrollar redes robustas y flexibles”, agregó.

Otro de los retos que viene aparejado con el posible cambio en la regulación es el incremento de las tarifas. Bajo ese contexto Vincent aseguró: “Aquí es donde tenemos que poner toda la inteligencia regulatoria para mitigar los efectos, tenemos mayor electrificación de los consumos, lo que significa que podemos prorratear los costos del desarrollo de la red en más personas”.

“Tenemos un desafío grande para el tema de la distribución en Chile, hay que transformar este riesgo en una oportunidad para tener mejores redes y calidad”, concluyó.

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Tongwei logra el grado A en las calificaciones de bancabilidad de PV ModuleTech, marcando un hito para la marca

PV Tech, el medio especializado en la industria fotovoltaica del mundo, publicó recientemente el informe de calificación de bancabilidad de PV ModuleTech del módulo para el cuarto trimestre de 2023, en la que Tongwei ha logrado la calificación de grado A, ¡marcando que la notoriedad y el reconocimiento mundial de la compañía alcancen un nuevo máximo!

Calificación de grado A, ¡alcanzando un nuevo hito!

En el informe de calificación, se reflejan plenamente las ventajas de Tongwei en cuanto a su calidad del producto, innovación tecnológica, cuota de mercado y otros aspectos. El ascenso de Tongwei al Grado A en la clasificación marca su posición cada vez más estable en el mercado global gracias a sus ventajas en innovación tecnológica, expansión del mercado y configuración de la cadena industrial, así como a las apreciaciones positivas logradas por su continuo compromiso para los clientes y socios.

Tongwei, como el líder en el I+D del sector solar, cuenta con 3 centros tecnológicos al nivel nacional alineándose con las tecnologías de vanguardia. Ha desarrollado de forma independiente la ruta de PECVD poly para la producción en masa de TOPCon, la tecnología de la  Interconexión de Cobre (THL) para células de gran tamaño, y ha construido varias líneas de prueba a escala piloto para las nuevas tecnologías en células y módulos promoviendo el avance de la industria en la era «N».

Tongwei, una nueva referencia de la industria en cuanto a la velocidad del ascenso en calificación

Tongwei, el que sólo llevo un año en el sector de módulos , logró dos ascensos en la calificación de bancabilidad de PV ModuleTech durante el año 2023.

Desde la obtención de la calificación CCC+ en el primer trimestre de 2022, luego la calificación BBB en el segundo trimestre de 2023, hasta la obtención de la calificación A en el fin del año, Tongwei ha logrado un éxito en su ascenso rápido en la calificación, y la velocidad es impresionante.

Sin duda alguna, el ascenso al grado A en la calificación de banca brinda una mayor confianza a la perspectiva del desarrollo de Tongwei.

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Pan American Energy lanzó una nueva edición de su programa para incorporar jóvenes profesionales

Pan American Energy (PAE) lanzó una nueva edición de su programa de Jóvenes Profesionales con el objetivo de ofrecer una experiencia laboral transformadora para jóvenes recién recibidos o próximos a graduarse en las universidades públicas y privadas del país. A través de esta iniciativa, la compañía ya incorporó a más de 220 profesionales desde 2018.

Según destacaron desde PAE, con este proyecto se  apunta a cultivar el potencial de jóvenes talentos, proporcionándoles un lugar para trabajar donde puedan desarrollar sus habilidades y prepararse para asumir roles de mayor responsabilidad a mediano plazo. 

Bajo la premisa “Llevá tu energía al próximo nivel”, PAE busca nuevas generaciones de profesionales de las carreras de Ingeniería, Geociencias, Economía, IA y Data Analytics, Administración y Marketing, entre otras disciplinas. 

Inscripción

Los interesados podrán inscribirse hasta el 2 de febrero a través de este link. El programa comenzará en abril. Tendrá una duración de un año y se desarrollará en las principales localidades donde opera la compañía en el país.  Los profesionales seleccionados tendrán el desafío de crear e innovar mediante las diversas tecnologías que impulsan la actividad de PAE, la principal compañía privada de energía de Argentina, con presencia también en México, Brasil, Bolivia, Uruguay y Paraguay.

La iniciativa cuenta con seis líneas de carrera: Operaciones Upstream y Downstream, Ventas y Marketing, Nuevos Negocios, Corporativo y Tech Academy, cuyo objetivo es continuar impulsando el negocio a través de la tecnología. Los profesionales se sumarán a áreas como I+D, Construcción de Aplicaciones, Tecnología aplicada a Procesos de Negocios, Infraestructura Informática, Business Intelligence, Seguridad y Telecomunicaciones.

“Los nuevos talentos se integrarán a un grupo en el cual el aprendizaje continuo y el trabajo en equipo son claves. Los jóvenes se involucrarán activamente en proyectos de alto impacto que les permitirán desarrollarse como profesionales integrales y, en ese camino, serán guiados en su trayectoria por referentes del negocio y mentores”, afirmó Victoria Traverso, gerente corporativo de Atracción, Aprendizaje y Desarrollo de Talento de Pan American Energy.

, Redaccion EconoJournal

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Aconcagua Energía suma un nuevo equipo de perforación en la cuenca Cuyana

El grupo energético argentino Aconcagua Energía (AE) incorporó a su flota el equipo de torre A-302, tras un acuerdo con Impulsa Mendoza S.A.  El equipo demandará una inversión de 3.1 millones de dólares. Su puesta a punto finalizará en el tercer trimestre de 2024 y comenzará a realizar las primeras perforaciones inicialmente en la Cuenca Cuyana, durante el último trimestre del año.

El presidente & CEO del grupo empresario, Diego Trabucco, confirmó la noticia hoy en el marco de una visita y encuentro mantenido con la ministra de Energía y Ambiente de Mendoza, el intendente de Malargüe y otras autoridades.

“Se trata de un nuevo hito estratégico porque nos permitirá continuar invirtiendo en la revitalización de las cuencas convencionales con un equipo de última generación”, señaló Trabucco.

Asimismo, planteó que “dada la escasez de equipos en Argentina, permitirá al grupo energético sostener y/o ejecutar sin contingencias sus planes de inversión en forma armónica y de acuerdo con el plan de expansión trazado por la dirección”.

También, precisó que Aconcagua Energía podrá responder a la demanda de equipos de perforación que otras operadoras en la región necesitan y no encuentran oferta disponible, generando más oportunidades de empleo y desarrollo local.

Nuevo equipo y oportunidades para Mendoza

La puesta en valor del equipo A-302 fue posible gracias a la articulación estratégica lograda entre la empresa Impulsa Mendoza Sostenible S.A., propietaria del equipo, y el acuerdo alcanzado con la empresa Aconcagua Energía Servicios S.A. (AENSSA), empresa de servicios del grupo energético, para el rig-up y administración del equipo, según precisaron

Leonardo Deccechis, CEO de AENSSA señaló que “el perforador A-302 es un equipo automático NOV de 1500 HP y Walking System lo que permite perforar varios pozos en una misma locación sin necesidad de desmontarse, desplazándose sobre sus propios ejes y brindando una mayor eficiencia operacional y minimizando el impacto ambiental”.

El equipo

El equipo posee una capacidad de perforación de pozos convencionales y no convencionales, dirigidos profundos y/o geonavegar ramas horizontales en objetivos del no convencional. 

Las tareas de preparación y acondicionamiento del equipo demandarán la contratación de más de 30 empresas de servicios especializados de Malargüe y de la región. Además, cuando se encuentre operativo requerirá la contratación de unos 60 operarios de forma permanente. Esto último está planificado realizarse en forma conjunta con autoridades municipales, provinciales, Cámaras de Empresas Regionales y los gremios que tendrán una relación directa con la operativa del equipo en la región, a saber, petroleros Jerárquicos, petroleros privados y camioneros.

En base a esto, desde la compañía aseguraron que “Aconcagua Energía continúa con sus planes de inversión y crecimiento continuo, en las provincias de Río Negro, Neuquén y Mendoza, consolidándose como uno de los grupos económicos y energéticos más dinámicos de la Argentina y brindando oportunidades de desarrollo genuino”.

Visitas institucionales

Por otra parte, el grupo se encuentra finalizando la perforación del pozo exploratorio SR.x-1001, en la zona de Confluencia. En este contexto, la ministra de Energía y Ambiente de Mendoza, Jimena Latorre; el subsecretario de Energía y Minería, Manuel Sánchez Bandini; el director de Hidrocarburos, Estanislao Schilardi; y el Intendente de Malargüe, Celso Jaque, visitaron la operación de la empresa en la zona de Confluencia, dialogaron con el personal y se interiorizaron sobre los planes de inversión del grupo.

Días atrás el secretario general del Sindicato Petróleo, Gas y Biocombustibles Privado de Cuyo, Gabriel Barroso, junto a otros miembros de la institución y representantes de la Dirección de Ambiente de la provincia de Mendoza y de la Universidad Nacional de Cuyo también visitaron el equipo.

En esta oportunidad la ministra Latorre, se anotició de dos nuevos importantes anuncios para Mendoza. El primero de ellos, se trata del acuerdo estratégico firmado entre Impulsa Mendoza Sostenible S.A. y Aconcagua Energía, respecto de la puesta en valor (Rig Up) de un nuevo equipo NOV-1.500HP-Walking System (denominado A-302) en Mendoza el cual será operado por Aconcagua y se focalizará en actividad dentro de la Cuenca Cuyana (Mendoza Norte).

No obstante, el A-302 cuenta con las características apropiadas para desarrollar Vaca Muerta, así como otras rocas no convencionales. Por su parte el A-301 cubrirá la demanda de la cuenca Neuquina que abarca las provincias de Mendoza -zona Sur, Río Negro y Neuquén.

Por otro lado, Diego Trabucco junto a Leonardo Deccechis, COO de la compañía, le comunicaron a Latorre y Jaque la decisión de realizar la perforación de un pozo adicional con el equipo A-301 (SR-10(bis) dirigido) en la concesión Confluencia Sur. El nuevo pozo se realizará al finalizar el pozo SR.x-1001 y su perforación demandará una inversión adicional de 2,9 millones de dólares.

, Redaccion EconoJournal

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Las transportistas de electricidad solicitaron una recomposición de sus ingresos superior al 200% y la implementación de un ajuste mensual

El Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE) realizó este lunes la audiencia pública para adecuar de modo transitorio las tarifas del servicio de transporte de energía eléctrica. El propósito es que las empresas puedan llevar a cabo las inversiones necesarias para lograr una mejora en el sistema que en la actualidad se encuentra saturado. En este sentido, las transportistas pidieron una recomposición inicial de sus ingresos superior al 200% y luego la implementación de un ajuste mensual.

El comienzo estuvo a cargo de Mariela Beljansky, subsecretaria de Planeamiento Energético de la Secretaría de Energía, que remarcó que el crecimiento del sistema de transporte no acompañó el incremento de la demanda ni de la oferta y que el Sistema Argentino de Interconexión (SADI) se encuentra saturado y opera como un “cuello de botella”. A su vez, advirtió que “los costos del transporte fueron trasladados sólo en forma parcial a los usuarios, lo que generó subsidios en este segmento. Los distintos transportistas tuvieron subsidios del Estado Nacional que van entre el 65% y el 89%”.

Impacto en la factura

Beljansky precisó que “el Estado Nacional se encuentra quebrado y sin posibilidad de abordar el costo de inversión requerido en el sistema de transporte”. En ese sentido, señaló que desde 2017 sólo se realizaron dos traslados a usuarios del Precio Estabilizado del Transporte, por sobre los aumentos otorgados, derivando en subsidios al transporte.

Ante este escenario, graficó cuál sería el impacto de trasladar el costo del componente de transporte en la tarifa final de los usuarios, sin subsidio. La funcionaria exhibió que, para un usuario de Edenor, con un consumo de 300 kWh/mes, el costo del transporte representaría sólo $208 adicionales por mes, en una factura que supera los $10.000 para los usuarios del Nivel 1 -ingresos altos-, y que ronda los $3000 en el caso de los usuarios del Nivel 2 -ingresos bajos-. “El componente del precio estabilizado del transporte en la factura del usuario final es realmente muy bajo”, concluyó la subsecretaria de Planeamiento Energético.

Pasos a seguir

Por último, Beljansky dio a conocer las propuestas de la Secretaría de Energía para lograr una mejora en el sector. En ese sentido, afirmó que se deberá realizar una actualización en la remuneración de las transportistas y lograr una estabilidad en los pagos. También, corregir las señales equivocadas a la demanda de transporte, garantizando la confiabilidad del suministro, la eficiencia económica y la competitividad comercial.

Petitorio

En la audiencia expusieron representantes de Transener, Transba, Transco, Transpa, Transnea, Transnoa, Distrocuyo y el Ente provincial de Energía de Neuquén (EPEN). Las transportistas coincidieron en que el sistema se encuentra saturado y que requiere ampliaciones para poder reducir los costos de despacho y lograr la eficiencia. En esa línea, coincidieron en la necesidad de una actualización mensual de las tarifas.

Pablo Tarca, director general de Transener y Transba, precisó que desde 2002 a la fecha la demanda acumulada creció un 110%, la capacidad de transformación conectada al sistema de transporte un 111%, pero el sistema de transporte sólo un 54%. A su vez, remarcó que la demanda podría alcanzar en 2032 un crecimiento de 191% con respecto a 2002. Por lo tanto, el ejecutivo sostuvo que es fundamental ampliar la red. También dijo que se necesita tener sistemas de seguridad para que cualquier falla no tenga impacto en la demanda y potenciar los desarrollos productivos.

Fragmento de la presentación realizada por el director general de Transener, Pablo Tarca.

Asimismo, indicó que para lograr ese objetivo será necesario contar con una tarifa que permita mantener la disponibilidad de los equipos. “Con los ingresos asignados, en los últimos cinco años no se han podido realizar el 64% de las inversiones necesarias para Transener y tampoco el 58% de las inversiones de Transba. El 40% de nuestras instalaciones se encuentran en el fin de su vida útil”, advirtió.

Por eso, exhibió que la propuesta y pretensión de ingresos para 2024 es de $ 256.349 millones lo que representa un incremento del 209%, para Transener y de $ 122.920 millones, un incremento del 207% para Transba.

También sostuvo que “será necesario tener una cláusula de ajuste mensual que evite tener que ajustar los planes de inversión para poder lograr financiar los gastos corrientes. Estamos buscando la normalización de la tarifa de transporte, lo que permitirá realizar las inversiones en el sistema. Esto no contempla las ampliaciones del sistema (ya que esto está por fuera del contrato de concesión)”.

Edgardo Fonoll, director general y apoderado de Distrocuyo, remarcó que la red se encuentra con enormes congestiones lo que afecta a los costos de operación y a las posibilidades de conexión de nueva demanda y generación. Esto es así puesto que en la zona de Cuyo existe un potencial solar muy interesante y con posibilidades de crecimiento que se encuentra imposibilitada por la saturación y restricciones que ofrece el sistema de transporte.

“La falta de ingresos suficientes para gestionar adecuadamente el sistema tiene origen en la falta de acompañamiento de la evolución real de los precios, respecto a los ingresos tarifarios otorgados por el ENRE”, consideró.

Fonoll informó que Distrocuyo está sufriendo un deterioro desde el congelamiento tarifario por lo que resulta imprescindible recuperar los niveles de inversión para mejorar la edad promedio de los equipos y garantizar las condiciones que permitan brindar la calidad y confiabilidad que los usuarios necesitan. Frente a esto, solicitó una readecuación transitoria de la tarifa anual de $ 29.265 millones para el 2024. Lo que significa un aumento del 249% en relación a la tarifa actual. También, que se adopte un mecanismo de actualización de la remuneración que sea automático y mensual que cumpla con el objetivo de mantener los ingresos tarifarios en términos reales y que Cammesa -que abona los pagos mensuales que reciben las transportistas- realice el pago de la remuneración dentro de los plazos establecidos.

Alfredo Noble, coordinador general de Transnoa, marcó que es necesario que se recuperen los niveles de inversión, que se realicen cambios de trazas de líneas, que se extienda el horizonte de instalaciones obsoletas y que se reemplacen los equipos que ya tienen más de 30 años. Aun así, informó que los ingresos de la compañía no son suficientes para afrontar los egresos para el 2024.

Por eso, planteó que la remuneración pretendida de la empresa para el 2024 es de $ 59.512,40 millones, lo que arroja un aumento del 207% en relación al valor actualizado a diciembre de 2023.  

, Loana Tejero

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ENRE: Transportadoras piden suba transitoria del VAT, con actualización mensual hasta la RTI

. El Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE) realizó (lunes 29/1) la Audiencia Pública para la “adecuación tarifaria del servicio de Transporte de energía eléctrica en 2024”, y en ese marco escuchar las presentaciones y solicitudes de las empresas concesionarias del servicio para una suba transitoria para el año en curso. Ello, hasta tanto concluya la Revisión Tarifaria Integral en base a la ley 24.065, a más tardar en diciembre de este año.

Formularon sus presentaciones directivos de las Transportitas Transener (extra alta tención) , y las troncales Distrocuyo, Transba, Transpa, Transnea, Transnoa, Transcomahue (Transco) y EPEN. Solicitaron diversos montos de ingresos transitorios inmediatos que en general representan un incremento del 200 por ciento comparados con sus ingresos actuales. Señalaron que la incidencia en la estructura de la factura ronda el 1.5 %.

Pablo Tarca, de Transener, solicitó ingresos para este año de 256.640 millones de pesos, un ajuste de 200 % respecto del ingreso actual. Edgardo Fonoli, de Distrocuyo, pidió una readecuación por 29.265 millones de pesos , lo que significa un incremento de 249 % comprada con la remuneración actual.

Pablo Tarca, también en Transba, solicitó ingresos de 122.220 millones de pesos a moneda del diciembre de 2023, lo que representa incremento de 207 % y una adecuacion por cláusula de ajuste mensual “para avanzar con inversiones necesarias para el mantenimiento del sistema, pero no su ampliación”, sostuvo.

TransNOA solicitó ingresos para una adecuacion transitoria de tarifas en 2024 de 59.512 millones de pesos en moneda a diciembre de 2023, “más su adecuación mensual para afrontar los costos crecientes”.

Desde Transpa se planteó que los ingresos necesarios para el mantenimiento del servicio asciende a 28.818 millones de pesos anuales en modeda de dicimbre de 2023. “La tarifa solicitada tiene baja incidencia de sólo 1,5 % en la factura del usuario y representa un costo adicional de sólo 100 pesos”, se afirmó.

Igual que lo que ocurrió en la reciente Audiencia Pública por las tarifas de las Distribuidoras, las Transportadoras también pidieron una actualización automática mensual de los ingresos para garantizar que no se vean deteriorados “en el actual contexto de precios” .

Se insistió en destacar que la incidencia del rubro Transporte en la factura final al usuario “es muy baja” comparada con los otros componentes del servicio de suministro de electricidad, en alusión al valor de generación, Valor Agregado de Distribución, e impuestos.

En las sucesivas exposiciones los representantes designados resumieron las características de cada empresa concesionaria, la infraestructura operativa a su cargo, el estado de situación de las prestaciones, las inversiones realizadas en el mantenimiento, y las necesarias para reemplazar equipamiento obsoleto “que hoy ponen en riesgo el funcionamiento adecuado del sistema”, señalaron.

El común denominador en todas las presentaciones fue, en lo operativo, la advertencia de la situación de baja confiabilidad actual del sistema integrado por las redes de alta y media tensión del SADI, transformadores, redes de control informático, y puntos de interconexión con las generadoras, grandes empresas industriales, y redes de distribución domiciliarias.

En lo económico también coincidieron en señalar los insuficientes ingresos para hacer frente a inversiones en la ampliación del sistema de Transporte, y que por lo tanto, lo que solicitaron en esta instancia es para la reposición de materiales y equipos para garantizar un mantenimiento adecuado.

Pero NO la ampliación de la red de Transporte, muy necesaria para el ingreso de nuevos generadores (por caso de energías renovables) y de energía distribuída, ante una previsible mayor demanda.

De la Audiencia Pública virtual participaron además intendentes municipales, Defensorías del Público, entidades de defensa del consumidor. Plantearon que cualquier aumento de las tarifas deberá ir acompañado con las mejoras salariales y de los ingresos de los consumidores “que no se han visto compensados por el aumento generalizado de precios”.

Ello para evitar la exclusión de los usuarios de un servicio que es esencial. Reclamaron que el ENRE no puso a disposición en la Audiencia los cuadros tarifarios en los que estarán articulados los ajustes provisorios a la suba de todos los componentes de las facturas del suministro de electricidad. “No corresponde analizar por separado cada componente de la factura sino analizarla en su totalidad”, señalaron.

Cuestionaron además la intención del gobierno de avanzar con la eliminación del régimen de “zona fría” que implica descuentos en las facturas para usuarios domiciliados en regiones específicas, por razones climáticas.

Energía prevé que la actualización tarifaria provisoria se aplique desde febrero, y que las que surjan de la RTI tengan vigencia desde enero de 2025.

INFORME DE SITUACIÓN

Tras la apertura de la Audiencia que contó con mas de cuarenta inscriptos, a cargo del interventor del ENRE, Darío Arrué, la subsecretaria de Energía, Mariela Bieliansky, dió un informe señalando que:

El transporte de energía eléctrica cumple un rol fundamental en el Mercado Eléctrico por ser la vinculación entre la oferta y la demanda.

En un país tan extenso como Argentina se vuelve prioritario porque gran parte de la demanda está concentrada en el AMBA y los recursos energéticos están en regiones alejadas de la demanda.

El crecimiento del sistema de transporte no acompañó el incremento de la demanda ni de la oferta.

Los mecanismos de ampliaciones y renovaciones del transporte han resultado insuficientes

Las obras de infraestructura de transporte eléctrico que se ejecutan se trasladan a las provincias sin costo alguno y se utilizan recursos del Fondo de Estabilización Tarifaria que se alimenta principalmente de aportes del Tesoro Nacional.

Hay un único transportista en extra alta tensión y 7 transportistas troncales que prestan el servicio en las distintas regiones del país.

El sistema de transporte cuenta con 17.560 km en 132 kV, 11.355 km de líneas en 220 kV, 1.196 km en 330 kV, 219 km en 345 kV y 12.524 kilómetros de líneas en 500 kV.
El Sistema Argentino de Interconexión (SADI) se encuentra saturado opera como un “cuello de botella” y no permite evacuar toda la energía adicional que podría instalarse.
Debido a esto se recurrió a generación ineficiente ya sea por su tecnología, o por su costo, sin ampliar la capacidad de Transporte no se puede incorporar generación renovable de escala.
Las ampliaciones y obras de infraestructura necesarias no se han producido de manera natural sino que estuvieron direccionados a determinadas provincias.
La falta de planificación de mediano y largo plazo, llevó a no tener respaldos del sistema.
Los transportistas perciben sus ingresos a través de pagos mensuales de CAMMESA. La mayor parte de estos pagos no se han realizado en tiempo y forma.
Frente a una mínima falla en el transporte el sistema no puede reponerse, las transportistas no cuentan con dinero suficiente para reponer el servicio y solicitan dinero a CAMMESA.
Los costos del transporte fueron trasladados sólo en forma parcial a los usuarios, lo que generó subsidios en este segmento.
Los distintos transportistas tuvieron subsidios del Estado Nacional que van entre el 65 % y el 89 %.
El impacto del transporte en la factura final es muy bajo, aún cuando se traslade el costo pagado a los transportistas.
El Estado Nacional se encuentra quebrado y sin posibilidad de abordar el costo de inversión requerido en el sistema de transporte.
La Secretaría de Energía propone en consecuencia:

Realizar una actualización en la remuneración de los transportistas.

Lograr la estabilidad en los pagos (actualmente a cargo de CAMMESA).

Corregir las señales equivocadas a la demanda de transporte, garantizando la confiabilidad del suministro, la eficiencia económica y la competitividad comercial.

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Los dos cambios clave en la Ley Ómnibus que benefician a empresas petroleras en materia de concesiones

En la versión que obtuvo dictamen de comisión se restableció la posibilidad de que las petroleras puedan pedir prórrogas sobre las concesiones vigentes y se precisó que cuando soliciten la reconversión de sus áreas convencionales en no convencionales el plazo de concesión de 35 años, correspondiente a un área no convencional, comenzará a regir a partir de la fecha de la solicitud del pedido y no desde el momento en que se otorgó la concesión original. El gobierno introdujo dos cambios clave en materia de concesiones que benefician a las empresas productoras de hidrocarburos en la última versión de la […]

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Chubut trabaja en un programa de incentivos para las Cuencas Maduras

El objetivo es incentivar la producción de gas y petróleo en los yacimientos convencionales de la provincia para revertir el declive natural que se ha observado en todas las maduras del país en los últimos años. El próximo viernes en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires, el gobernador del Chubut, Ignacio «Nacho» Torres, se reunirá con los diputados nacionales y autoridades provinciales para avanzar en la diagramación del Programa de Incentivos para las Cuencas Maduras. Este programa será expuesto por el gobernador ante varias compañías de petróleo, en el contexto de la presentación y seguimiento del «Plan de Inversión 2024» […]

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La Mesa del Litio viaja a Europa con la secretaria Royón en busca de inversores

Con el objetivo de atraer inversores para establecer proyectos de carácter público -privado para la explotación del litio, se realizará un viaje a Europa. El 1 de febrero inicia en Berlín, la ronda de reuniones y contactos de negocios de los gobernadores Gustavo Sáenz de Salta, Carlos Sadir de Jujuy, Raúl Jalil de Catamarca, Marcelo Orrego de San Juan, todos miembros de la denominada Mesa del Litio y la secretaria de Minería, Flavia Royón, en el marco de la Conferencia sobre Minería y Materiales Críticos. También estarán en Bruselas. La delegación argentina participará en la capital de Alemania de la […]

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Tren a vapor o tren bala: opciones para Vaca Muerta

Es necesario dar el gran salto en niveles de inversión para aprovechar al máximo el enorme tesoro energético con que la naturaleza dotó a nuestro país. Después de los primeros diez años de actividad continua de Vaca Muerta, ya no hay persona en la industria o en la política que no coincida en que estamos ante un recurso del máximo nivel mundial: la roca tiene una productividad tal que el único desarrollo no convencional rentable fuera de los Estados Unidos es Vaca Muerta. Los equipos técnicos de la industria han hecho una tarea titánica: no solo han aprendido a perforar, […]

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SE REALIZÓ LA FIRMA DE LOS CONTRATOS DE DOS TRAMOS DE LA REVERSIÓN DEL GASODUCTO NORTE

Energía Argentina llevó adelante el pasado viernes la firma de los contratos con la UTE Techint-SACDE para la construcción de dos renglones de la Reversión del Gasoducto Norte, la obra que permitirá transportar gas de Vaca Muerta al norte del país. El acto, realizado en la sede de la empresa, contó con la presencia de Juan Carlos Doncel Jones, presidente de Energía Argentina, Rigoberto Mejía Aravena, vicepresidente y Ximena Valle, Directora de Legales. Por Techint asistieron Mariano Rebollo y Alejo Calcagno, mientras que por SACDE lo hicieron Walter Brottier y Daniel Flaks. Los renglones 2 y 3 consisten en 100 […]

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América Latina y el Caribe destaca en el mercado global de Minerales Críticos, según estudio de OLADE

La Organización Latinoamericana de Energía (OLADE) ha publicado una investigación que demuestra la contribución única de América Latina y el Caribe al mercado mundial de minerales críticos. La región aporta alrededor de 180 mil millones de dólares, el 25 por ciento del mercado global de 700 mil millones de dólares. Los principales minerales son el cobre (70 mil millones de dólares), el mineral de hierro (50 mil millones de dólares), el oro (30 mil millones de dólares) y la plata (10 mil millones de dólares). América Latina y el Caribe tiene la tarea de duplicar la producción de cobre y […]

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Debido a una fuga de hidrocarburos, ambiente solicitó a Capsa el reemplazo de uno de los ductos

El Gobierno del Chubut se mostró presente este viernes en horas de la mañana en un derrame de hidrocarburos que cortó 98% del agua de la línea colectora de la compañía Capsa, a través de la Secretaría de Ambiente y Control del Desarrollo Sustentable, dirigida por Juan José Rivera. En compañía de inspectores de la Dirección General Comarca Senguer San Jorge, el titular de la cartera ambiental explicó que “nos hicimos presentes para evaluar esta contingencia, que nos llega por el aviso de la operadora, siguiendo los protocolos establecidos, corroboramos que se estaban iniciando las tareas de remediación en el […]

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Por qué el pelo humano puede descontaminar el mar

Desde hace un tiempo se lo utiliza para quitar para absorber el petróleo derramado en los océanos. El cabello absorbe los hidrocarburos vertidos en el mar y desde hace un tiempo se utiliza para ese fin. Aunque el pelo tarda muchísimo en degradarse, eventualmente lo hace, a diferencia de otras soluciones que usan plástico. De este modo, con respecto al plástico, el pelo es una alternativa orgánica y desde hace un tiempo se elaboran barreras absorbentes hechas con pelo. El derrame de petróleo es una de las principales causas de contaminación ambiental en los océanos y en casos ocurridos en […]

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La AOG Patagonia 2024 tiene fecha de realización

AOG Patagonia 2024 tendrá lugar del 23 al 25 de octubre en Espacio DUAM, Neuquén, Argentina. El Instituto Argentino del Petróleo y del Gas confirmó oficialmente la apertura de la comercialización de AOG Patagonia 2024. La tradicional exposición tendrá lugar en la ciudad capital de Neuquén, en plena cuenca productiva, el escenario ideal para mostrar el potencial argentino. Como ya se ha vuelto una excelente dinámica en este tipo de muestras, la Argentina Oil & Gas Patagonia 2024 contará con una variada agenda de actividades académicas. Entre ellas, una columna académica que siempre acompaña las expos. En esta ocasión, se […]

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Rolando Figueroa hizo entrega de créditos a empresas durante la Expo Rural

Se trata de 14 emprendimientos dedicados a la producción ganadera y forrajera, turismo, apicultura, servicios y gastronomía de Junín de los Andes, San Martín de los Andes, Aluminé, Piedra del Águila, Cancha Huinganco y Añelo. Durante el desarrollo de la 81ª Exposición Rural del Neuquén y 13ª Exposición de Caballos de la Patagonia que se realiza en Junín de los Andes, el gobernador de la provincia, Rolando Figueroa realizó la entrega de 14 créditos a empresas, de la línea “Más Pymes, Más Futuro”. El gobernador Rolando Figueroa destacó que “desde el gobierno de la provincia de Neuquén, consideramos que era […]

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Vuelven a revisar el proyecto de ley clave para las energías renovables en Perú

Ayer, se llevó adelante una nueva Mesa de Trabajo convocada por la Comisión de Energía del Congreso de la República en la que se revisó el proyecto de ley del Poder Ejecutivo que propone la prórroga de los incentivos del D.L. 1058 para la construcción de centrales eléctricas que utilizan recursos renovables.

Se trata de una de las medidas del Plan Unidos de reactivación económica presentado por el Ministerio de Economía y Finanzas del Perú, junto a otros dos cambios fundamentales para el mercado eléctrico: separación de energía y potencia en los contratos de suministro  y el establecimiento de bloques horarios al estilo chileno.

Tal como se expuso en la mesa de trabajo, “el objetivo de la ley es incrementar la competencia en la actividad de energía eléctrica y promover una mayor participación de energías renovables (solar, eólica) a fin de contar con energía eléctrica de menor costo y menos contaminante, lo que contribuirá a reducir las tarifas eléctricas”.

En la actual ley se obliga a contratar potencia y energía de manera conjunta, lo que limita la participación de las centrales de generación solar. Por ello, este cambio permitiría la participación de todas las tecnologías de generación eléctrica en las licitaciones de suministro de las empresas distribuidoras.

También, se recordó que en el 2022 y el 2023, los costos marginales de electricidad se dispararon hasta sobrepasar los $220 MWh debido al impacto de las sequías y el mantenimiento del sistema de generación térmico, que son las dos fuentes de generación de las cuales dependemos en un 93%.

Teniendo en cuenta este contexto alarmante, los especialistas insistieron en que es necesario que el incentivo del estado que beneficia grandes inversiones en generación eléctrica eficiente, se vea reflejado en menores tarifas eléctricas. 

“El costo de la generación representa aproximadamente el 50% de la tarifa que pagan los usuarios regulados. Si este costo baja, las tarifas también bajarán”, advirtieron.

Otro beneficio de la ley es que otorgará mayor predictibilidad y transparencia ya que las empresas distribuidoras publicarán anualmente una programación de sus procesos de licitaciones de suministro de electricidad para sus usuarios regulados, en los que se indicarán las cantidades de potencia y energía que necesitan y los plazos de duración del suministro.

De esta forma, se contribuirá a la reducción de tarifas eléctricas como resultado de procesos de licitación predecibles y competitivos.

En este escenario, Asociación Peruana de Energías Renovables (SPR) remarcó la necesidad urgente de tomar medidas hoy para avanzar en la transición energética peruana. 

“La competencia con otros países por inversiones en este sector es intensa, y el Perú no puede quedarse atrás. Es importante aclarar que estos incentivos no representan ningún tipo de exoneración, los proyectos que se acojan sólo podrán depreciar de forma acelerada para efectos del impuesto a la renta”, destacaron en un comunicado desde la SPR.

“Necesitamos crear un entorno propicio para la inversión efectiva en generación con recursos renovables por su competitividad y porque, como se explicó ayer, ayudarán a bajar los costos de generación eléctrica y, en consecuencia, de las tarifas de los usuarios finales de electricidad, es decir, más de 8 millones de hogares peruanos”, agregaron.

En esta reunión, los técnicos del Ministerio de Economía y Finanzas del Perú, Ministerio de Energía y Minas, el OSINERGMIN, la Asociación Peruana de Energías Renovables y las empresas de generación, transmisión y distribución invitadas, han coincidido en la necesidad de aprobar estas propuestas con celeridad para dar seguridad y mayor competitividad a la matriz eléctrica.

No obstante, aunque la propuesta de modificación de la Ley 28832 parece contar con la aceptación de diversos actores de la sociedad y ha obtenido dictámenes favorables en oportunidades anteriores, aún no logra aprobarse por el Pleno del Congreso de la República.

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Chile licita más de 5000 hectáreas para proyectos renovables y almacenamiento

El Ministerio de Bienes Nacionales de Chile avanza en más licitaciones para la concesión de nueve terrenos fiscales destinados a la construcción de proyectos renovables y/o almacenamiento de energía. 

Más allá de aquellas convocatorias lanzadas a fines del año pasado para la región de Atacama, ahora el gobierno publicó nuevos llamados para siete inmuebles en la zona de Antofagasta y otro en Tarapacá, que totalizan 5095,68 hectáreas. 

Y la recepción de ofertas estará abierta desde el lunes 4 de marzo hasta el miércoles 6 de marzo, mientras que la adjudicación se llevará adelante un día después, precisamente el jueves 7/3.

Aunque cabe aclarar que existen ciertos requisitos para las centrales renovables o de almacenamiento que se presenten, dado que los proyectos fotovoltaicos deberán desarrollar, al menos, 1 MW por cada 4 ha., pero sin son PMG y PMGD la relación será 1 MW por cada hectárea 

Mientras que los parques eólicos y los de concentración solar de potencia (CSP) deberán tener 1 MW por cada 10 ha., y para los proyectos de storage la proporción de, mínimamente, 1 MW por cada 0,02 hectáreas. 

Y el plazo de vigencia de la concesión será de cuarenta años contados desde la fecha de la suscripción del contrato, aunque es preciso aclarar que ese plazo incluye la etapa de estudios, construcción y el período de operación.

¿Cuáles son los terrenos a licitar?

El terreno Nuevo Zapiga es el único de la región de Tarapacá, ubicado en la comuna de Huara. El mismo es el terreno fiscal más pequeño de la nómina, ya que sólo cuenta con una superficie de 11,89 hectáreas y, por tanto, la renta concesional mínima (6% del valor comercial) más bajada con 142,68 unidades de fomento (UF). 

“Sector La Negra” es el terreno fiscal con menor superficie y la única que no supera las 600 ha. de aquellos que corresponden a la región de Antofagasta con sólo 13,31 ha. a subastar. Dicho inmueble se ubica a aproximadamente 2,2 kilómetros al suroeste de la intersección de Ruta 28 y Ruta 5 y su renta concesional es de 10465 UF. 

Laguna Seca eleva la magnitud ya que la superficie a licitar asciende a 660,69 hectáreas (a un valor de 12.453,35 UF) aptas para desarrollo de proyectos energéticos a aproximadamente 25 kilómetros al noreste de intersección Ruta I con Ruta B-240.

Por el lado del áreaRibera Oriente, cuenta con 671,7 hectáreas a pocos kilómetros al norte de la subestación eléctrica Crucero y su renta concesional mínima es de 8943,01 unidades de fomento. 

Siguiendo con el ranking ascendente de este listado, se encuentra “Oficina Alemana 1”, el cual a partir de 8.823,63 UF establece un terreno de 752,69 ha. a aproximadamente 60 kilómetros al noreste de la ciudad de Taltal – Lote E. 

Estación La Negra es otro de los inmuebles en Antofagasta con 874,15 hectáreas (14.412,46 UF) al sureste del Barrio Industrial La Negra, a alrededor de 17 km de la intersección de Ruta 5 y Ruta 28. 

Mientras que los dos terrenos fiscales más grandes de esta convocatoria son Imilac(886,26 ha) y “Aguada de la Teca” (1225 ha). 

El primero de ellos se sitúa a 188 kilómetros al sureste de la ciudad de Antofagasta y su renta concesional mínima es de 8569,68 UF. En tanto que que Aguada de la Teca se encuentra sobre la ruta N° 23, kilómetro 40 y el 6% del valor comercial supera las 18764,50 unidades de fomento. 

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Las concesiones renovables estarán a salvo, pese a que Milei echó a Ferraro de Infraestructura

Javier Milei echó a Guillermo Ferraro del Ministerio de Infraestructura a menos de dos meses de haber asumido en el gobierno. Su salida es la primera de un miembro del Gabinete Nacional y, según trascendió, se debe a que el ahora ex funcionario filtró información reservada de la gestión libertaria. 

La medida fue un pedido formal de renuncia del jefe de Gabinete, Nicolás Posse, y la entidad en cuestión será reducido al rango de secretaría y dependerá del Min. de Economía, el cual hoy lidera Luis Caputo y que también abarca a la Secretaría de Energía. 

Esta salida abre el interrogante sobre lo que pasará con las concesiones de proyectos renovables, dado que si bien el Decreto de Necesidad y Urgencia N° 8/2023 mantuvo a la cartera energética nacional bajo la misma órbita que durante la administración de Alberto Fernández, sí planteó que las renovables quedarían en Infraestructura. 

En aquel momento se detalló que el Min. de Infraestructura tendría la labor de llevar adelante las obras públicas e infraestructura y la política hídrica nacional, sumado a la ejecución, otorgamiento de concesión e intervención en procesos licitatorios de las obras de infraestructura vinculadas a la minería y energía, tanto en fuentes de generación como transporte de recursos energéticos y mineros.

Sumado a que estaría a cargo del desarrollo y estandarización de nuevas tecnologías sostenibles, y de la aplicación de “modelos energéticos sustentables en lo que refiere al hábitat, con el fin de impulsar desde las diferentes regiones las energías renovables y el uso racional de los recursos ambientales y materiales”.

Incluso, el ahora ex ministro anticipó en reuniones que uno de los lineamientos principales de su gestión será poner en revisión contratos concesionados de hidroeléctricas, la Hidrovía, desarrollos viales, transporte de gas o energía eléctrica, entre otros.

Sin embargo, pese al despido de Ferraro del Poder Ejecutivo y para tranquilidad del sector, las concesiones para proyectos de energías renovables estarán a salvo, según explicó un ex-funcionario nacional que hoy trabaja en una de las provincias de Argentina. 

¿Por qué? “Días atrás se aclaró que la Secretaría de Obras Públicas (del Min. de Infraestructura) no abarcaría las concesiones energéticas, sino que éstas seguirán con la Secretaría de Energía tal como antes”, aseguró en conversación con Energía Estratégica.

Y cabe recordar que los PPA renovables estarían exentos del recorte del gobierno de Argentina, ya que los contratos RenovAr o de RenMDI no están categorizados bajo el sistema de obra pública, las cuales Milei quiere paralizar. 

Repercusiones de la filtración de Ferraro

Desde Río Negro se hicieron eco de los dichos del mandatario nacional, quien se despachó contra los gobernadores y prometió “dejarlos sin un peso”, de tal modo que retrucaron al presidente y apuntaron a la importancia de las provincias en materia energética. 

“No vamos a aceptar ningún tipo de apriete: vamos a defender a Río Negro y a las provincias patagónicas. En la Patagonia, generamos más del 25% de la energía eléctrica que hace funcionar a la Argentina”, manifestó el gobernador rionegrino, Alberto Weretilneck, a través de sus redes sociales.

“Dejen de amenazar y convoquen al diálogo. Dejen de apretar y busquen acuerdos grandes para avanzar como sociedad. Dejen de lado la confrontación y busquen consensos”, agregó. 

Mientras que el vicegobernador de Río Negro, Pedro Pesatti, elevó el tono y redobló la apuesta  contra Luis Caputo por dejar entrever que el ajuste a las gobernaciones será más duro si no se aprueba el proyeco de Ley Ómnibus.

“Si la amenaza es que nos van a fundir, tendremos que defendernos de esa actitud. Y por supuesto, literalmente podríamos dejar al Gobierno sin energía porque la Patagonia es el verdadero motor energético de Argentina. Incluso, Río Negro y Neuquén encabezan el ranking de las provincias productoras de energía hidroeléctrica”, afirmó públicamente. 

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Serfimex planea crecer un 20% de la mano de la Generación Distribuida en México

La necesidad de incrementar la capacidad energética en México enfrenta un doble desafío: satisfacer la creciente demanda generada por el aumento de la inversión extranjera, impulsada por el nearshoring, y al mismo tiempo reducir el impacto en el medio ambiente. Para lograr este equilibrio, la adopción de energías limpias emerge como un factor clave y determinante.

Bajo esta premisa, Jose Saddia, gerente del Programa Serfimex Solar, revela a Energía Estratégica planes ambiciosos para el año 2024, con el objetivo de marcar un hito en el sector de generación distribuida en México.

La compañía enfocada en la generación distribuida, con más de 14 años de experiencia, se presenta como una institución financiera de capital 100% mexicano, especializada en el arrendamiento puro de activos productivos, crédito puente para construcción de viviendas, crédito empresarial para capital de trabajo y sistemas fotovoltaicos.

En este sentido, Saddia anticipa: “Serfimex Solar anticipa un aumento del 20% en sus ventas para el año en curso, impulsado por el creciente interés de consumidores y empresas en la adquisición de sistemas fotovoltaicos”. 

Y agrega: «Observamos un compromiso creciente por parte de numerosas empresas atraídas por el nearshoring, que se encuentran obligadas a cumplir con cuotas de impacto ecológico. La energía solar, respaldada por la geolocalización favorable del país, se presenta como una opción estratégica y sólida”.

En tanto al valor agregado del programa, el experto señala que Serfimex Solar ofrece un  Sistema Financiero Inteligente, diseñado específicamente para integradores de sistemas fotovoltaicos, proporcionando un análisis matemático personalizado para cada proyecto.

«Apoyamos al sector industrial, comercial, hotelero y hospitalario al 100%, facilitándoles la transición energética. La opción de crédito simple se destaca como la elección óptima y más demandada para estos sectores. Esto se debe a la ventaja fiscal que proporciona, permitiendo la deducción total del proyecto durante el primer año fiscal», explica Saddia.

Crecimiento de la Generación Distribuida en México

Según el especialista, la compañía proyecta un significativo crecimiento en la generación distribuida en México, estimando un aumento entre el 15% y el 20% para este año.

 Sin embargo, reconoce que esto aún está por debajo de los compromisos internacionales asumidos. La meta del 35% se espera alcanzar aproximadamente en 2026, basándose en mediciones actualizadas y proyecciones proporcionadas por las integradoras con las que colabora Serfimex Solar.

En conclusión, Serfimex Solar se posiciona como un jugador clave en la expansión de la generación distribuida en México, ya que facilita la transición hacia fuentes de energía más limpias y sostenibles. 

Con un enfoque integral, financiamiento inteligente y un compromiso con la eficiencia energética, la empresa se prepara para un crecimiento significativo en 2024 y más allá.

 

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Yingli Solar se expandirá en mercados estratégicos de Latinoamérica

Yingli Solar, continúa su crecimiento en América Latina y en el Caribe, ofreciendo sus módulos de tecnología tipo N. Los principales mercados a los que apuntan son Colombia, Chile y Brasil.  Aunque también se están enfocando sobre Perú y Ecuador.

Así lo confirmó Angélica Ferreira, Country Manager de la compañía en Colombia, el Caribe y México, en una entrevista exclusiva en el marco del Latam Future Energy Southern Renewable Summit organizado por Future Energy Summit (FES) en el Hotel Intercontinental de Santiago.

 

“Estamos en conversación con un gran distribuidor y esperamos cerrar con ello para poder tener más presencia en todo América Latina, pero especialmente en Brasil que sabemos que tiene un sector energético atractivo”, comentó la representante de la firma.

Además,  aseguró que en República Dominicana están trabajando en proyectos del sector de autoconsumo y destacó a Panamá como otros de los mercados con gran desarrollo de actividad.

“Con respecto a Colombia, desde la compañía queremos ayudar y participar en esos retos que tiene el país, se habla de 6 GW, pero creo que serán 4 GW”, agregó Ferreira.

Respecto a Chile, Yingli Solar se está preparando para lanzar el primer proyecto de PMGD (Pequeños Medios de Generación Distribuida) con tecnología N-Type TOPCon, aunque enfrenta desafíos debido a las redes de transmisión colapsadas.

Cabe recordar que uno de los objetivos de la empresa es apostar por la innovación tecnológica y modernizar sus celdas tipo N, teniendo en cuenta que es pionera en este sector. Desde el 2010 cuentan con líneas de fabricación y en 2016 instalaron una planta fotovoltaica de 50 MW en China con este modelo.

Los módulos N-Type se destacan por su capacidad de minimizar costos y mejorar la eficiencia en proyectos de generación a gran escala, debido a una menor degradación y mejor coeficiente de bifacialidad y comportamiento térmico. 

Desde la empresa aseguran que este tipo de módulos es superior en términos de rendimiento, graduación y comportamiento ante las diferentes temperaturas que el modelo PERC.

“Vamos a realizar la transición, todos los demás módulos van a ser desarrollados con esta tecnología tipo N. Aunque por el momento se siguen vendiendo más los de tipo P, tenemos cotizaciones interesantes para que se siga desarrollando y comercializando este modelo innovador”, concluyó Ferreira.

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APROSOL advierte barreras para la masificación del autoconsumo solar en Honduras

La Asociación de Proveedores de Energía Renovable Distribuida de Honduras (APRODERDH) suma nuevos asociados y se transforma en la Alianza de Autoproducción con Energía Solar en Honduras (APROSOL) para impulsar aún más la generación distribuida y aislada en todo el territorio hondureño.

Durante la presentación de la Alianza, en el marco del primer simposio de energía solar para autoconsumo en Honduras, Abraham Riera O’Connor, presidente de APROSOL, hizo un llamado urgente a abordar los desafíos que obstaculizan la masificación del autoconsumo solar en el país.

En la actualidad, la generación distribuida solar en autoconsumo en Honduras alcanzaría los 300 MW instalados, mientras que las viviendas aisladas con placas solares suman 6.000 beneficiarios más. Sin embargo, como contraste, las residencias son responsables del 43.9% del consumo de energía del sistema eléctrico interconectado del país y más de 1.5 millones de hondureños sin acceso a energía eléctrica. Por lo que, el autoconsumo solar podría ir mucho más allá.

Según explicó el presidente de APROSOL, serían cuatro los factores que deben ser atendidos para un mayor desarrollo del autoconsumo: económicos, políticos, tecnológicos y social medioambiental.

“Siempre hay una tendencia alcista en la tarifa sea por el incremento del dólar, los materiales y equipos que se requieren para mantener al sistema, nuevas líneas de distribución y circuitos”, mencionó Abraham Riera O’Connor.

Y precisó: “la tarifa de baja tensión promedio es de 5.5928 Lps/kWh (O,2264 USD/kWh) y una tarifa de media tensión promedio de 3,6533 Lps/kWh (0,1480 USD/kWh) y lo importante es que aún así con los precios de las tarifas actuales, el costo de la tarifa es de 2 a 2.5 veces el costo de la generación con energía solar fotovoltaica”.

De esta manera, la masificación de esta tecnología no solo impulsaría la transición hacia una matriz energética más sostenible, sino que también generaría beneficios económicos y sociales significativos para Honduras.

¿Qué impediría su crecimiento? El presidente de APROSOL señaló que existen barreras administrativas que dificultan la legalización e instalación de sistemas fotovoltaicos y advirtió que los procesos burocráticos para la reprogramación de medidores de energía, necesarios para reconocer adecuadamente la energía producida y consumida tienen altas demoras que afectan la operatividad de los proyectos solares fotovoltaicos y genera costos adicionales para los usuarios.

“Lo que pediríamos es que los procesos administrativos de legalización de instalaciones de alto consumo fotovoltaicos comerciales y reprogramación de medidores sea más expedito, ya que el proyecto solar fotovoltaico no puede echarse a andar de forma correcta si no hay una reprogramación. ¿Por qué? Porque si el medidor se encuentra en modo seguro como generalmente vienen, energía que entre o energía que salga el medidor la va a sumar y los clientes terminan pagando más una vez instalado el sistema solar fotovoltaico. Entonces, hasta que no suceda la reprogramación de ese medidor para que ese medidor reconozca la energía entrante como positiva y saliente como negativa no se puede hacer”, explicó.

En adición, otros desafío identificado por APROSOL sería la necesidad de agilizar el proceso de exoneración de incentivos fiscales para equipos solares. Riera O’Connor destacó que la demora en la tramitación de estas exoneraciones puede afectar la viabilidad financiera de los proyectos.

“Requerimos un proceso de exoneración de incentivos fiscales más expeditos porque tenemos muchas empresas que están meses y años tramitando exoneraciones fiscales de los equipos y los proyectos no pueden parar. Entonces al final se producen pérdidas o las ganancias no son como se esperaban y se tienen que optar a créditos fiscales posteriores”.

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El BID prepara una guía para incorporar el almacenamiento a regulaciones en América Latina y el Caribe

El Banco Interamericano de Desarrollo (BID) y la Asociación Iberoamericana de Entidades Reguladoras de la Energía (ARIAE) llevaron a cabo un taller de presentación del informe “Incorporación de almacenamiento de energía en los sistemas eléctricos: experiencias internacionales en modelos normativos”.

Allí, expertos internacionales compartieron los avances y lecciones aprendidas en distintos mercados pioneros en regulación pero además revelaron que tras esta publicación y socialización del documento harán una guía para los hacedores de políticas y regulación en América Latina y el Caribe.

Durante su participación, Edwin Malagón, especialista Senior en Energía del BID y uno de los editores del informe, adelantó en qué consistiría la idea y hasta dónde podría escalar.

“La idea es tener una guía un poco más detallada, una herramienta (aún la estamos viendo en Excel y con algunos países ya la hemos revisado) que nos permita hacer un paso a paso de qué elementos deberían incorporar, qué medidas deberían seguir y qué decisiones deberían tomar”, introdujo el referente de Energía del BID.

Los primeros pasos que darían forma a esta guía para el desarrollo de regulación propicia para la implementación de almacenamiento energético serían 4 e incluiría la caracterización del sistema, las brechas de medidas que ya se han tomado, identificación de barreras y finalmente la hoja de ruta.

En relación a la caracterización de cada sistema, se valoró como prioritario acordar la definición y tratamiento del almacenamiento, condiciones de acceso y conexión a la red, para luego avanzar sobre temas más puntuales como permisos y autorización de proyectos, peajes y cargos de red, marco retributivo, entre otros.

Y, de allí, el especialista Senior en Energía del BID, subrayó que, además de desarrollar una regulación que sea ser agnóstica respecto a la tecnología empleada para el almacenamiento, un punto importante será que los planes de expansión de la transmisión y de la generación incorporen el almacenamiento, ya que será importante su sincronía visto que van a complementar -o en algunos casos sustituir- ciertos recursos de transmisión o generación.

“Al final, el objetivo será poder construir una hoja de ruta de aplicaciones que puedan ser incorporadas en el corto plazo y acciones que requieran ya soluciones más complejas, por ejemplo modificar los servicios complementarios o sacar una ley, que puede ser un trabajo de largo plazo. Entonces, la idea es que el siguiente paso (esperamos pronto tenerlo a disposición de ustedes) podamos tener esta herramienta ya lista para que la aprovechen”, concluyó Edwin Malagón.

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Colombia da señales para el uso del almacenamiento y autogeneración para comunidades energéticas

La Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) identifica un gran potencial en la implementación de sistemas de almacenamiento y otros recursos energéticos distribuidos en la implementación de las comunidades energéticas como un instrumento para garantizar el suministro constante de energía con fuentes renovables como la solar y la eólica.

Este enfoque fue destacado por el director ejecutivo de la CREG y presidente de ARIAE, Omar Prias, quien dio apertura al evento “Marcos Regulatorios para la Incorporación de Almacenamiento de Energía en los Sistemas Eléctricos: Experiencias Internacionales en Modelos Normativos”.

Hasta la fecha, el tema de baterías y almacenamiento de energía en comunidades energéticas aún está en etapa de desarrollo por parte del equipo de trabajo de la Comisión. Sin embargo, desde hace varios años se ha abierto la posibilidad de instalar baterías para asegurar el suministro de energía en caso de fallas en las redes de transporte.

La Resolución 098 de la CREG, estableció la incorporación del Sistema de Almacenamiento de Energía Eléctrica con Baterías (Saeb) en el Sistema Interconectado Nacional (SIN).

El Saeb, según la Resolución 098, implementa la instalación de grupos de baterías y equipos asociados para el almacenamiento temporal y posterior entrega de energía eléctrica al Sistema Interconectado Nacional (redes de transmisión eléctrica).

Además, la Resolución CREG estableció que el agente responsable del Saeb debería asegurar su mantenimiento y disponibilidad, realizando operaciones de carga y descarga de forma automática o remota desde el Centro Nacional de Despacho (CND).

En el evento organizado por ARIAE y el BID, el director de la CREG, Omar Prias resaltó que Iberoamérica es líder en energías renovables gracias a sus recursos naturales y los avances tecnológicos en almacenamiento de energía.

Seguido de su intervención, Edwin Malagón y Juan Carlos Cárdenas del BID presentaron un estudio sobre la incorporación del almacenamiento de energía en sistemas eléctricos basado en experiencias internacionales. Este estudio analizó casos de éxito en países como el Reino Unido, España, Francia, Italia, Alemania, Estados Unidos y Australia.

Al finalizar la presentación, se realizó el panel: “Experiencias Internacionales en Almacenamiento de Energía” que, bajo la moderación de Edwin Malagón, especialista senior en Energía del BID, contó con la participación de Renata C. Scotti, especialista en Regulación de los Servicios de Electricidad de ANEEL de Brasil y asistente del director del GT de Electricidad; Marco Mancilla, secretario ejecutivo de la CNE de Chile; Juan Inostroza, consultor MRC Consultants y Nate Blair, gerente del Grupo de Sistemas Distribuidos y Análisis del Almacenamiento de NREL.

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Los envíos mundiales de células solares de Tongwei superan los 200 GW, ocupando el primer puesto del sector

Tongwei, como fabricante líder mundial de silicio cristalino de alta pureza y células solares, ha vuelto a batir nuevos récords en la industria. A finales de 2023, los envíos acumulados de baterías en todo el mundo alcanzaron los 200 GW, con una participación de mercado mundial de hasta el 15%, ocupando el primer puesto en envíos mundiales durante seis años consecutivos.

Detrás de este logro está el esfuerzo continuo de Tongwei en el diseño integrado vertical de la cadena de la industria fotovoltaica, así como su firme determinación en la innovación tecnológica y expansión de capacidad.

Las células fotovoltaicas de 200 GW podrán producir 277.400 millones de kWh de electricidad con energía limpia y reducir las emisiones de dióxido de carbono en unos 182,12 millones de toneladas.

Esto equivale a satisfacer el consumo energético de 164,302 millones de hogares urbanos y rurales durante un año, ahorrar 83.636.100 toneladas de carbón convencional cada año o plantar alrededor 997.231 hectáreas de bosque y 1820 millones de árboles. Estas cifras demuestran plenamente la contribución significativa de Tongwei en la promoción de la transición energética global y la lucha contra el cambio climático.

Actualmente, la industria fotovoltaica se encuentra en un periodo de renovación e iteración tecnológica. Con una visión global y perspectivas hacia futuro, Tongwei desempeña plenamente su papel de empresa «maestro de la cadena», acelerando la construcción de una cadena de innovación de la industria fotovoltaica de silicio cristalino y creando un ecosistema de innovación.

El 30 de noviembre de 2023 se lanzó oficialmente el proyecto del Centro de I+D e Innovación Global de Tongwei, dedicado a construir un centro nacional de I+D empresarial con grandes fortalezas tecnológicas. A finales de 2023, Tongwei ha solicitado un total de 1917 patentes, incluidas 1756 solicitudes de patentes nacionales y 1069 concesiones de patentes, impulsando su desarrollo con innovación científica y tecnológica.

En cuanto a la distribución de la capacidad de producción, Tongwei aumenta continuamente sus inversiones. La construcción de la cuarta fase del proyecto de la base de Meishan avanza con eficacia y, una vez terminada, se convertirá en la mayor base de producción de células de silicio cristalino del mundo. Según el plan de capacidad de la empresa, Tongwei alcanzará una capacidad de producción de 130-150GW en 2024-2026.

En el segmento de materiales de silicio, Tongwei también logró nuevos avances. A finales de 2023, Tongwei firmó un acuerdo con el gobierno de Ordos, en Mongolia Interior, para construir un proyecto de integración de sustratos verdes con una inversión de 28 mil millones de RMB (3900 millones de dólares).

El proyecto se divide en dos fases de construcción, incluyendo el proyecto con una producción anual de 500 mil toneladas de sustrato verde (silicio industrial), 400 mil toneladas de silicio cristalino de alta pureza e infraestructura de apoyo.

Está previsto que cada fase de construcción dure entre 15-18 meses, y se esforzará para que la primera fase del proyecto esté completada y puesta en producción antes de finales de diciembre de 2025, su puesta en marcha estará determinada por las condiciones del mercado. Esta serie de medidas impulsarán aún más la competitividad de Tongwei en el upstream de la cadena de la industria fotovoltaica

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XM analiza el fenómeno de El Niño: los aportes hídricos se encuentran en el 56,69%

XM, operador del Sistema Interconectado Nacional, SIN, y Administrador del Mercado de Energía Mayorista, MEM, como responsable del planeamiento operativo energético, hace seguimiento constante a las variables del sistema, lo que permite identificar riesgos para la atención segura y confiable de la demanda.

En este sentido, desde inicios del año 2023, una vez las agencias meteorológicas internacionales anunciaron la posible ocurrencia de una transición del fenómeno de La Niña al fenómeno de El Niño, XM intensificó el seguimiento a las variables del Sistema y la realización de análisis específicos del posible comportamiento del SIN ante diferentes escenarios de déficits hídricos en las cuencas de interés del sector eléctrico colombiano.

A partir de estos análisis, XM ha emitido señales a los agentes del mercado y la institucionalidad sectorial, proponiendo acciones que permitan minimizar los riesgos para la atención de la demanda del SIN y, de la misma manera, haciendo seguimiento a su implementación.

Al comienzo de la estación de verano 2023 – 2024 (1° de diciembre de 2023) el país contaba con un nivel de embalse útil agregado del Sistema de 74.53%, valor superior en un 7.9% al presentado el 1° de diciembre de 2015, previo al fenómeno de El Niño 2015-2016.

El comportamiento de las demás variables energéticas del Sistema, como son la demanda, la generación térmica, los intercambios internacionales y otras fuentes de generación (solares, eólicas, cogeneradores y auto generadores), ha permitido que a la fecha el embalse agregado nacional se encuentre en el 59.55 % de su capacidad útil, valor superior en un 4.9% al presentado en la misma fecha del 2016.

Es importante precisar que este valor es superior en un 6.32% al valor de la senda de referencia del embalse agregado del sistema definido en la Resolución CREG 209 del 2020

Coherente con la presencia de un fenómeno de El Niño fuerte como el que atraviesa el país, en diciembre los aportes hídricos del Sistema fueron deficitarios, ubicándose en un 57.97% de la media histórica y en lo corrido de enero de 2024, esta condición se mantiene, ubicándose en un 56.69 % de la media histórica.

Respecto al fenómeno de El Niño

Los pronósticos de las agencias climáticas internacionales de inicios del año 2023 se confirmaron en mayo de ese mismo año, mes en el que la anomalía en la temperatura del Océano Pacífico superó el umbral de 0.5 °C, condición que ha persistido hasta la fecha.

De acuerdo con los criterios internacionales para determinar la presencia y magnitud del fenómeno, su ocurrencia se oficializó en noviembre de 2023, luego de cumplirse cinco periodos consecutivos en los que la anomalía en la temperatura del Océano Pacífico superara el umbral de 0.5 °C.

Así mismo, desde el mes de septiembre a la fecha, se cumplen las condiciones de anomalía en la temperatura del Océano Pacífico superior a 1,5 °C, lo que configura un fenómeno de El Niño fuerte.

Los más recientes pronósticos de las agencias meteorológicas prevén el fin del fenómeno de El Niño a partir del trimestre marzo – abril – mayo de 2024; por su parte, el IDEAM ha indicado que se espera que los meses más deficitarios en términos de aportes hídricos sean enero y febrero de 2024 y que, si bien es probable que en marzo se presenten aportes deficitarios en algunas regiones del país, este déficit sería inferior a los esperados en enero y febrero, iniciando así la transición a un periodo de normalidad climática.

Gestión del CACSSE

Desde el mes de marzo de 2023, la Comisión Asesora de Coordinación y Seguimiento de la Situación Energética, CACSSE, liderada por el Ministerio de Minas y Energía, MME, y con la participación de la UPME, la CREG, XM, Ecogás, Ecopetrol, ISA, el Consejo Nacional de Operación y algunos invitados como la SSPD, el DNP y representantes de agentes del mercado, ha llevado a cabo sesiones permanentes con el fin de adelantar acciones encaminadas a mantener las condiciones de seguridad, confiabilidad y economía en la prestación del servicio de energía, por medio del análisis de múltiples variables que integran el balance energético del SIN como son la demanda, la generación térmica, el nivel de los embalses, los aportes, las exportaciones e importaciones, nuevas fuentes de generación, entre otras.

Juan Carlos Morales, gerente del Centro Nacional de Despacho de XM, observó: “Los análisis de XM indican que, de mantenerse hidrologías deficitarias como las históricas en fenómenos de El Niño pasados, sin presentarse eventos extraordinarios que afecten la infraestructura del sector y con la finalización del fenómeno de El Niño dentro de los pronósticos hechos por las agencias internacionales, el país cuenta con los recursos suficientes de generación de energía y sus recursos primarios (principalmente agua, gas, carbón y combustibles líquidos) para atender la demanda de energía en el verano 2023 2024″.

«Desde XM seguiremos trabajando de la mano con la CACSSE, los agentes del mercado y la institucionalidad sectorial, haciendo seguimiento permanente a las variables del Sistema, para atender la demanda de energía eléctrica con criterios de calidad, seguridad, confiabilidad y economía durante la estación de verano”, resaltó.

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Programa de Cuidado Responsable del Medio Ambiente®: Indicadores de Desempeño de la Industria Química y Petroquímica

La industria química y petroquímica argentina es un sector innovador y estratégico, el cual lleva adelante un modelo económico y social basado en el desarrollo de soluciones indispensables para la vida cotidiana del ser humanoLa reseña se lleva adelante desde el año 2012, y la actual muestra la evolución de los indicadores de desempeño entre el 2020 y el 2021, elaborado en función de los datos reportados por las empresas adheridas dentro de los compromisos para con el PCRMA®.

En la Argentina, el Programa de Cuidado Responsable del Medio Ambiente® (PCRMA®) es administrado por la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®) desde el año 1992. El Programa de la CIQyP® es una iniciativa con un alto compromiso con el I+D+i y el desarrollo sustentable. La industria pone énfasis en el cuidado del medio ambiente, de la salud y de las personas, tanto en sus espacios de trabajo con las de las comunidades en las que están insertas. Muchas de las empresas adheridas completan su sistema de gestión integral con otras certificaciones como ser la norma ISO 14001 para sus sistemas de gestión medioambiental y también la norma ISO 45001 para el caso de sus sistemas de gestión en higiene y seguridad ocupacional.

Los indicadores de desempeño de la Industria Química y Petroquímica son de vital importancia para garantizar la seguridad, la eficiencia y la sostenibilidad de estas actividades. Para la realización de este informe se han identificado y priorizado aquellos indicadores de mayor relevancia para los grupos de interés del sector ofreciendo información transparente y equilibrada en estos ámbitos. Las cifras reportadas por parte de las empresas adheridas al PCRMA® representan más del 75% del volumen de producción y comercialización de la industria local; cumpliendo rigurosamente con los protocolos vigentes del Programa.

Asimismo, la industria química y petroquímica, con una clara apuesta por un modelo productivo circular y de baja en emisiones de carbono, se encuentra alineada con las directrices de las Naciones Unidas (17 objetivos de Desarrollo Sostenible) y con la ICCA (International Council of Chemicals Associations), entidad que representa a la industria manufacturera química y petroquímica del mundo, por medio de sus asociaciones y Cámaras que representa más del 90% de las ventas de productos e insumos químicos y emplea a más de 20 millones de personas.

Resultados

Durante estos años, la mayoría de los indicadores identificados y evaluados han mostrado mejoras significativas. En este sentido, entre los parámetros que arrojó el análisis de los indicadores presentados, entre el período 2020-2021, se destaca que el dióxido de carbono (CO₂) emitido muestra una reducción del 24 %, dada principalmente por la mejora de los procesos y los avances tecnológicos.

Por su parte, se observa una disminución del 6% en dióxido de azufre (SO₂) emitido a la atmósfera por combustión, lo cual se debe a la mejora en la calidad de los combustibles utilizados (menor consumo de combustibles líquidos).A su vez, respecto a los gases de efecto invernadero, las emisiones de óxidos de nitrógeno aumentaron en 2021 un 35% respecto a 2020, se asocia al mayor nivel de producción, reemplazo de combustibles líquidos por otros, algunos problemas en calderas y cambios en los sistemas de medición con mayor frecuencia.

A su vez, se observa reducción del agua de red pública consumida (-26% en los últimos nueve años), aunque aumentos en las cantidades de agua total consumida (+15%), combustible líquido consumido un 44%; mientras que se destaca una reducción del 57% en el uso del combustible gaseoso, en 2021 con respecto al 2020 por mayor eficiencia en los sistemas de generación de energía.

Dentro de los indicadores de desempeño de la Industria Química y Petroquímica elaborado por la CIQyP® revelan un notable aumento del 134% en la cantidad de material reciclado o reutilizado que vuelve a ingresar al proceso de producción, entre 2020 y 2021. Este dato es un claro testimonio del compromiso del sector con la sostenibilidad y la responsabilidad ambiental. Este logro no solo refleja un avance significativo en términos de eficiencia y optimización de procesos, sino que también sienta las bases para un futuro más sostenible y próspero para la industria. También las empresas manifestaron nuevas campañas e iniciativas de sustentabilidad implementadas, o bien de algunos sitios nuevos que se adhirieron al PCRMA®.

El incremento del 22 % en la generación de energía eléctrica, dentro de las plantas a través de diversos medios durante el 2021 respecto al 2020, es un indicador positivo del crecimiento y desarrollo de la industria química y petroquímica. La capacidad de generar energía eléctrica dentro de las plantas demuestra un mayor nivel de eficiencia y autosuficiencia en la producción, lo cual es fundamental para el funcionamiento óptimo de estas instalaciones. El hecho de que la energía eléctrica se esté generando a través de diversos medios (incluido las energías de origen renovable eólica, biogás y fotovoltaica) es un indicativo de la diversificación y la adopción de tecnologías más sostenibles y eficientes en la industria.

El Combustible Líquido Consumido total refleja un incremento del 44 % debido principalmente al aumento de producción, comparado con al 2020, afectado en algunos casos por la falta de combustibles alternativos, pandemia de por medio. También se indica mayor utilización de calderas. Pero, a su vez, se observa una reducción del 15% en el consumo de Gas Oil, y una reducción del combustible gaseoso consumido total (-57%) debido a que durante 2020 hubo necesidad de cambiar el mix de consumo, ante una mayor cantidad en la producción total. En algunos casos se manifiesta que durante 2021 hubo restricciones de gas natural.

Entre lo destacado de la reseña se puede ver que, entre 2012 y 2021, se disminuyó en un 400% en los accidentes e incidentes ambientales serios, es un indicador positivo que refleja la implementación de medidas de seguridad y prevención en las operaciones de la industria química y petroquímica.  Además, se destaca una reducción del 65% en accidentes por motivos leves entre 2020-2021.

Por otro lado, el aumento del 22% (2021 vs. 2020) en las horas-hombres de capacitación del personal es un indicio de la importancia que se le está dando al desarrollo de habilidades y conocimientos en los trabajadores del sector. La formación continua es fundamental para garantizar la competencia y la actualización de los empleados en un entorno dinámico y tecnológicamente avanzado como el de la industria química y petroquímica. No obstante, es necesario evaluar la calidad y pertinencia de esta capacitación, así como su impacto en la mejora del desempeño laboral y la prevención de riesgos.

La reducción de los accidentes e incidentes ambientales serios y el aumento de la capacitación del personal son señales positivas, pero es necesario continuar mejorando estos indicadores, así como complementarlos con otros aspectos relevantes para la sostenibilidad y la competitividad del sector.

El Informe de la CIQyP® también destaca que las inversiones en “Control de Ruidos Molestos” han aumentado considerablemente un 180% (2021 vs. 2020) por calibración de equipos, reactivación de obras post-pandemia, monitoreos de ruido ambiente vecinal, y, tal como se menciona en las inversiones de los indicadores anteriores, la depreciación del peso. En los casos del Nitrógeno al Agua (-8%) y Metales Pesados al Agua (-39%) se observan leves disminuciones producto de mejoras en procesos y cierre de plantas durante algunos periodos en los últimos años. Respecto a la cantidad de Efluentes Líquidos Vertidos a Cuerpo de Agua Superficial, Colectora Cloacal o Mar caen un 50%, producto de implementación de mejoras en los procesos productivos y cierres de plantas que no cumplían con los estándares.

Las variaciones indicadas corresponden al reporte anual de la Cámara de la Industria Química y Petroquímica que evalúa la evolución de cada indicador mencionado por tonelada producida. Hacia el 2040, en un mundo altamente poblado y urbanizado, los desafíos que se plantean son numerosos y las políticas sociales, políticas, económicas, ambientales y científicas y tecnológicas serán de suma importancia.

El programa

El Programa de Cuidado Responsable del Medio Ambiente® (PCRMA®) de la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®) es una iniciativa de adopción voluntaria por cualquier empresa relacionada con la producción, almacenamiento, distribución y tratamiento de productos químicos y cuyo propósito es administrar los riesgos, buscando la mejora continua y la excelencia en su interacción con el medio ambiente, la salud ocupacional y la seguridad. Dichas prácticas sugeridas consideran aspectos de las normas ISO 14001, 45001 y 9001, incluyendo puntos referentes a la seguridad patrimonial. Cuenta con un total de 78 empresas (93 sitios) adheridas que realizan actividades de producción, comercialización, transporte y/o tratamiento de productos químicos y petroquímicos.

, Redaccion EconoJournal

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El GNL se mete en la campaña de EE.UU

La administración de Biden ha decidido suspender indefinidamente las aprobaciones para nuevas terminales de exportación de gas natural licuado (GNL). Esta medida impacta a una industria en expansión y representa una victoria para los ambientalistas.
Estados Unidos, actualmente el principal exportador mundial de GNL, ha experimentado un rápido crecimiento en los envíos desde la primera exportación en 2016, especialmente ante la crisis energética en Europa desencadenada por la invasión de Ucrania por parte de Rusia.

A pesar del papel más limpio del gas natural en comparación con otras fuentes de energía fósil, la industria estadounidense de GNL ha sido objeto de críticas por parte de activistas climáticos. Estos argumentan que su expansión contribuirá a una dependencia prolongada de los combustibles fósiles.

La pausa anunciada por el Departamento de Energía afectará temporalmente las solicitudes pendientes de 17 proyectos de terminales de exportación de GNL.Medios repubicanos aseguran que la medida es demagógica y llega en un momento estratégico para el presidente Biden, quien busca respaldo de votantes ambientalistas jóvenes para las próximas elecciones.

No está claro aún el impacto sobre el precio que tendrá la retirada del mercado de la ingente producción norteamericana. Algunos expertos sostienen que los EE.UU. podrían estar cediento terreno a Rusia en un momento delicado del conflicto. Jennifer Granholm, secretaria de energía de EE. UU., explicó que la revisión busca determinar si los volúmenes adicionales de exportación son de interés público, conforme a la ley federal. Sin embargo, se aclaró que la pausa no afectará las exportaciones ya autorizadas ni comprometerá la capacidad de abastecer a aliados en Europa y Asia.

Aunque el gas natural es más limpio en comparación con otras alternativas de combustibles fósiles -por ello considerado el combustible de “transición”, aseguran que emite cantidades significativas de dióxido de carbono y metano.

La Casa Blanca destacó que los modelos económicos y ambientales del Departamento de Energía ya no son adecuados y necesitan una actualización. Además, se busca proteger a las comunidades cercanas a las nuevas instalaciones de exportación de los riesgos de contaminación.

La medida también fue comunicada con antelación a la Comisión Europea, y se aclaró que no afectará la seguridad del suministro de la UE a corto y medio plazo. La UE y EE. UU. mantienen su compromiso con la seguridad energética mientras avanzan en acciones climáticas a nivel nacional e internacional.

A pesar de que EE. UU. superó a Qatar y Australia como el principal proveedor mundial de GNL el año pasado, la suspensión de nuevas aprobaciones plantea interrogantes sobre el futuro de la expansión de la industria y su impacto en la reducción de emisiones a nivel global. Empresas y proyectos, como Venture Global’s CP2 en Luisiana, quedan en espera hasta que el Departamento de Energía reinicie las aprobaciones.

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ENARSA-Techint/Sacde firmaron contratos para obras de reversión del GN

Energía Argentina (ENARSA) realizó la firma de los contratos con la UTE Techint-SACDE para la construcción de dos renglones (tramos de obras) de la Reversión del Gasoducto Norte, que permitirá transportar gas natural producido en Vaca Muerta al norte del país.

Los renglones 2 y 3 consisten en 100 kilómetros del gasoducto de integración Federal Tío Pujio-La Carlota, de un diámetro de 36 pulgadas, que unirá el Gasoducto Centro-Oeste con el Gasoducto Norte, en la provincia de Córdoba.

El proyecto se completa con un loop (tendido paralelo) al Gasoducto Norte en Córdoba, de 62 km, la reversión de 4 plantas compresoras de ese mismo ducto, y los 22 km restantes del Gasoducto Tío Pujio-La Carlota.

El costo original de este proyecto, incluído el Renglón 1 de obras, fue calculado en 710 millones de dólares. El gobierno de Alberto Fernandez había gestionado un financiamiento parcial de 450 millones por parte del CAF.

El acto, realizado en la sede de la empresa estatal, contó con la presencia de Juan Carlos Doncel Jones, presidente de Energía Argentina, Rigoberto Mejía Aravena, vicepresidente, y Ximena Valle, Directora de Legales. Por Techint asistieron Mariano Rebollo y Alejo Calcagno, mientras que por SACDE lo hicieron Walter Brottier y Daniel Flaks.

La Reversión del Gasoducto Norte es una obra complementaria al Gasoducto Presidente Néstor Kirchner para llevar el gas de Vaca Muerta a las industrias de Córdoba, Tucumán, La Rioja, Catamarca, Santiago del Estero, Salta y Jujuy, también para la generación de energía eléctrica, para la conexión de hogares y el desarrollo a escala de nuevas actividades industriales, especialmente la minería de litio.

Asimismo, con esta obra se logrará un importante ahorro de divisas y se podrá exportar más gas a países de la región.

Su realización permitirá reemplazar el gas natural de Bolivia para esa región, dado que Bolivia registra una merma de sus reservas gasíferas. Se prevé encarar la reversión del GN con el objetivo de finalizar las obras en el tercer trimestre del año.

En este proyecto resta ahora volver a licitar el Renglón 1 de obras, para el cual también se había presentado esta UTE, pero la oferta que realizaron fue considerado excesiva por las autoridades de ENARSA del gobierno anterior, de manera que quedó rechazada. Habrá que ver que criterio aplican las seminuevas autoridades para atraer potenciales oferentes.

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Electricidad: Subas en tarifas y además reducción de subsidios a partir de febrero

El secretario de Energía de la Nación, Eduardo Rodriguez Chirillo, ratificó en la audiencia pública virtual convocada por el ENRE lo que sostuvo en su similar del ENARGAS en cuanto a la política de “adecuación transitoria” de las tarifas en base a los costos del suministro de electricidad y de gas, a partir de febrero, mientras se desarrolle el procedimiento de Revisión Tarifaria Integral (RTI) de ambos servicios.

Resta saber en los próximos días los montos o porcentajes de tales incrementos y los nuevos cuadros tarifarios que aplicarán las empresas, en base a resoluciones de los entes reguladores.

Asimismo, Chirillo también ratificó la intención del gobierno de avanzar con la reducción de subsidios del Estado a las tarifas de estos servicios, reformulando el actual esquema de segmentación de usuarios en tres niveles según ingresos (decreto 332/2022).

Se asignará un subsidio en base a una “Canasta Básica Energética” según zonas geográficas, que se cubrirá tomando en cuenta los ingresos del grupo familiar conviviente.

Las empresas distribuidoras de electricidad en el AMBA, Edenor y Edesur, formularon sendas presentaciones en el marco de la audiencia, solicitaron compensaciones por ingresos que consideran adeudados por el Estado, y nuevas tarifas para el VAD, con actualización mensual en base a la inflación.

Frente a ello, otros expositores en la audiencia -Intendentes municipales, entidades de defensa del consumidor, funcionarios bonaerenses- cuestionaron su realización en forma virtual, también que no hubiera mención al incumplimiento de obras que el ENRE dispuso a las distribuidoras durante el gobierno anterior, ni a la condonación estatal de deudas de edenor y Edesur con CAMMESA.

Advirtieron sobre los efectos de la reducción de subsidios en sectores sociales de medianos y bajos ingresos, y en pymes, sobre todo en un contexto de alta inflación como el actual.

Desde ya rechazaron cualquier medida de actualización mensual de los valores agregados de distribución y de transporte que, junto a los precios de generación y los impuestos conforman la factura al usuario.

La lista de 63 inscriptos íncluyó, entre otros, a representantes de los municipios de Esteban Echeverría, de Quilmes, Almirante Brown, Tigre y Morón, y al ministro de Obras Públicas e infraestructura de la provincia de Buenos Aires, Gabriel Katopodis.

El interventor del ENRE designado por la Administración Milei, Darío Arrué, abrió la Audiencia señalando que su objetivo era analizar las propuestas para “mantener en términos reales niveles de ingreso a las empresas para garantizar la sostenibilidad del sistema eléctrico”.

“Las concesionarias Edenor y Edesur presentarán la estimacion de recursos necesarios para mantener el servicio en los niveles de calidad que corresponde, y realizaremos el análisis técnico para fijar los niveles tarifarios con vigencia a partir del 1 de febrero próximo”, afirmó.

Por su parte, el Secretario Chirillo reiteró la posición del gobierno nacional de avanzar en la “Readecuación de la Estructura Tarifaria y sus valores, cuyo plazo no puede extenderse más allá de la Revisión Quinquenal Tarifaria, o 1 año”.
También se hizo hincapié en “La Reasignación de los Subsidios actualmente existentes mediante la Canasta Básica Energética”, y se puntualizó que tal readecuación se apoya en “tres pilares fundamentales:

Determinar una “canasta energética básica” (electricidad+gas), que cubra las necesidades básicas e indispensables de las personas, la cual se determinará en una cantidad de Metros cúbicos y de kwH/mes que sería el máximo de lo que se considera subsidiable” (la Canasta Básica).

A los fines de determinar la canasta básica se establecerán tipos de consumos en distintas zonas del país. “La idea es contrastar el costo de esas cantidades con el ingreso del grupo conviviente y limitar la incidencia de ese costo a un porcentaje del ingreso, subsidiando la diferencia”.

“El subsidio que otorgará el Estado será el diferencial cuando el precio de la canasta básica energética supera un porcentaje determinado de los ingresos totales del Grupo Conviviente”, se indicó.

Desde la Secretaría se sostiene que “La energía eléctrica, como todos los otros bienes de la economía, tiene costos que deben ser pagados. Este Gobierno ha decidido llevar, paulatinamente, las tarifas a pagar a los costos y eliminar las transferencias fiscales”.

Y los funcionarios de la S.E. afirman que “Los aumentos tarifarios lejos de aumentar la inflación la reducirán”. “El aumento de las tarifas se verá compensado porque, sin inflación, otros bienes de la economía no aumentarán”. “La corrección de precios relativos es imprescindible para conseguir el crecimiento económico”, enfatiza el gobierno nacional.

LA HERENCIA

Chirillo señaló que “como señala el DNU 70/2023 ningún gobierno recibió una herencia institucional, económica y social peor de la que recibió la actual administración”.

Cuestionó “La Emergencia de 2019, porque se centró en congelar tarifas y anular revisiones tarifarias”. Y señaló que “La tarifa eléctrica no refleja el costo económico eficiente del suministro: apenas cubren el 50 % del costo del Mercado Mayorista y el 30 % del VAD”.

Añadió que “Las ampliaciones de red de transporte no se realizan, por lo tanto, no se aprovechan los lugares donde se pueden obtener las fuentes primarias de energía de manera más económica, ya sea de gas, del sol o del viento, y el crecimiento artificial de la demanda se atiende con generación ineficiente adquirida por CAMMESA a largo plazo, en dólares, y comprando el combustible a precios escandalosos”.

Chirillo insistió en señalar que “Con estas tarifas tenemos un grave problema de índole técnico y de recaudación del sistema que nos pone al borde de quedarnos sin luz porque no hay inversiones en generación y la energía disponible (la real no la instalada) está muy cerca de la demanda máxima”.

“Tampoco hay inversiones en transmisión y por lo tanto en el sistema eléctrico de transporte, frente a la mínima falla, se producen cortes”. “No hay inversiones en distribución, cubrir con el 30 % el 100 % de los costos (por el VAD) resulta imposible. Esto tiene como consecuencias que las distribuidoras acumulen deuda con CAMMESA”.

“La deuda actual de las distribuidoras con CAMMESA al mes de diciembre de 2023 es de $ 307.717 millones”, afirmó.

“De mantenerse el esquema de subsidios actual, el subsidio proyectado se elevaría a 5.230 Millones de dólares”, puntualizó el funcionario cuya cartera depende del ministerio de Economía.

Chirillo hizo hincapié además en que “se produjo un crecimiento de funciones de CAMMESA y pasó a ser comprador único del sistema, cargando costos elevados cuando fue concebida como Organismo Encargado del Despacho cuyas tareas principales eran el despacho técnico del SADI y la cobranza de los agentes”.

“Mediante el Precio Estacional de la Energía el Estado Nacional fue absorbiendo un porcentaje de los costos mayoristas y así subsidia a toda la demanda de manera indiscriminada”, señaló.

El Precio Estacional cubre en promedio un 45 % del costo de la producción y transporte. “Sólo 45 % del Precio Estacional pasa a tarifa, el 55 % restante lo pagan todos los ciudadanos tengan o no suministro a través del presupuesto nacional, que se traduce en menores jubilaciones, menor presupuesto a la salud y a la educación y mayores impuestos”, consideró.

Y agregó que “así se alimentó el crecimiento de la demanda de energía eléctrica sin fomentar un uso responsable, subvencionando a consumidores que no lo necesitan”.

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Audiencia pública: Edenor y Edesur solicitaron una actualización mensual de las tarifas eléctricas

El Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE) llevó a cabo este viernes la audiencia pública para adecuar de modo transitorio las tarifas de Edenor y Edesur, las dos mayores distribuidoras eléctricas del país. El objetivo es que las empresas recompongan sus ingresos a fin de garantizar el suministro, lograr una mejora en el sistema e inversiones para ampliar la red. En este sentido, las distribuidoras eléctricas solicitaron que la tarifa de transición se ajuste de manera mensual y de forma automática para evitar nuevos desfasajes en un contexto caracterizado por la alta nominalidad de la economía por la fuerte inflación.

Guido Hernández, subgerente de Planeamiento de Edenor, explicó que este ajuste deberá ser mensual puesto que “esto redundará en beneficios para los usuarios ya que garantizará previsibilidad y gradualidad, evitando incrementos bruscos en las tarifas cada seis meses”. También, indicó que supone la actualización en de la tarifa en valores constantes y reales. En la actualidad, el Valor Agregado de Distribución (VAD) que perciben los privados se incrementa sólo dos veces en el año —una por semestre, en febrero y noviembre—, por lo que las empresas plantearon, al igual que las distribuidoras gasíferas, que se aplique un índice de actualización automático de forma mensual.

Impacto en la factura

El directivo de Edenor planteó que la compañía necesitará ingresos por $521.000 millones para cubrir su déficit. Frente a esto, y en línea con la propuesta de la compañía de un ajuste mensual, detalló que el 80% del total de los clientes residenciales de la distribuidora pagarían en promedio una factura de $ 7.619 por mes, lo que representaría un incremento de $ 3.588.

También, graficó que los usuarios del Nivel 1 -de mayores ingresos-, que en la actualidad abonan una tarifa de $ 7.018, pagarán $ 10.299. Los usuarios del Nivel 2 -menores ingresos- que pagan $ 2.570 abonarán $ 6.341. Y para los usuarios del Nivel 3 -ingresos medios- la boleta ascendería a $ 7.214 cuando hasta el momento es de $ 3.161, en promedio.

En base a estos números, Hernández precisó que el 80% de los clientes de Edenor está abonando una factura promedio de $ 4.031, de los cuales la compañía sólo percibe $ 1.168. A su vez, exhibió que en 2022 Edenor alcanzó una pérdida de $ 110.000 millones y que en los primeros nueve meses de 2023 escaló a $ 116.611 millones. Además, indicó que “la consecuencia de la falta de ajuste de los ingresos de Edenor ha sido la imposibilidad de cumplir en tiempo y forma con los pagos a Cammesa por la compra de energía”.

Sobre este punto puntualizó que la falta de actualización de las tarifas provocó que la compañía no tenga ingresos para solventar gastos. Por lo que solicitó que se lleve a cabo una aprobación de la recomposición de ingresos en forma global e iniciar un proceso para compensar el activo regulatorio, los pasivos y la deuda de la compañía con Cammesa.

Recomposición tarifaria

Por su parte, Jorge Lemos, jefe de Regulación en Edesur, indicó que la Revisión Tarifaria Integral (RTI) sigue pendiente y que “los ingresos de Edesur representan alrededor del 27% de la factura y no alcanzan a cubrir los costos operativos. De cada $ 1000 pesos que pagan los usuarios, Edesur dispone de sólo $ 270 para pagar sueldos, comprar materiales, pagar impuestos y realizar inversiones».

En la misma línea que Hernández, detalló que la distribuidora debió tomar deuda para realizar sus inversiones y que la tarifa residencial de Edesur está por debajo del promedio. “Esto obedece a una decisión de política tarifaria sin justificativo técnico. A pesar de mantener sin actualizar la tarifa de distribución, la inflación siguió creciendo. El congelamiento de tarifas no resuelve los desequilibrios macroeconómicos estructurales”, expresó.

También, advirtió que en 2023 la compañía recibió sólo el 47% de los ingresos necesarios para afrontar el servicio y que los ingresos actuales no alcanzan a cubrir los costos que tiene la prestación del servicio. 

Lemos manifestó que la audiencia pública que se desarrolló esta mañana sólo abarca el impacto de la inflación en la remuneración de Edesur y no la conclusión de un proceso de revisión tarifaria. Por lo que consideró que es imprescindible comenzar y finalizar un proceso de revisión para poder alinear la remuneración, el mecanismo de actualización y el nivel de calidad. “También recomponer la tarifa, pero considerando la situación económica general que vuelve esencial implementar simultáneamente una tarifa social y planes de eficiencia que ayuden a quienes lo necesitan”, sostuvo.

Por último, planteó que a futuro la tarifa debería considerar la inversión necesaria en la resiliencia de las redes y en el desarrollo de la red de alta tensión analizando la creación de instrumentos con fines específicos para garantizar las obras.

Voces críticas

Por su parte, el intendente de Esteban Echeverría, Fernando Gray, expresó su preocupación por los aumentos formulados, señalando que “se proponen aumentos exponenciales para un servicio que en nuestro distrito funciona cada vez peor ya que, en Esteban Echeverría, el año pasado hubo un 84% más de usuarias y usuarios afectadas/os por cortes de luz que en 2022”, y agregó que “desde el Municipio presentamos reclamos constantes ante el ENRE por los incumplimientos de Edesur vinculados a los cortes y el estado de los postes de luz y cables del tendido eléctrico”.

, Loana Tejero

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Sendero Resources inició la perforación de un proyecto de cobre y oro en La Rioja

La compañía canadiense Sendero Resources Corp. anunció que dio inicio a la perforación en su proyecto de cobre y oro Peñas Negras, en el Cinturón de Vicuñas en La Rioja. El programa inicial de perforación es de 4.500 metros, según precisaron.

La empresa seleccionó cuatro objetivos prioritarios de pórfido/epitermales de cobre y oro listos para perforar para las pruebas de perforación iniciales: La Peña, Tamberías, La Ollita y Cerro Verde Sur. La perforación comenzó en La Peña con dos pozos planificados de aproximadamente 500 metros cada uno.

Desde la compañía explicaron que “un estudio magnético terrestre detallado reciente en La Peña confirmó la gran anomalía magnética centrada en el pórfido conocido y resalta una anomalía magnética satelital hacia el norte”.

Recursos

Asimismo, detallaron que muchas de las características geológicas, geoquímicas y geofísicas claves observadas en otros depósitos en el Cinturón de Vicuña, como los depósitos Filo del Sol y Josemaría, se replican en los objetivos de perforación prioritarios de Sendero.

En cuanto a los avances del proyecto, el presidente ejecutivo de Sendero, Michael Wood, expresó: “La perforación comenzó según lo programado y estamos muy emocionados de perforar y ahora poder obtener una mayor comprensión de los múltiples objetivos epitermales y de pórfido de cobre y oro que tenemos en el proyecto Peñas Negras”.

ICYMI: Drilling is underway at the high priority La Peña target, with two planned holes at approx. 500m each

Pictured below: Drill rig positioned for the initial drill hole

Read the full release: https://t.co/S6VZJtMmnq$SEND.V #ArgentinaMining #Copper #gold #VicunaDistrict pic.twitter.com/t5cHr7SFcl

— Sendero Resources (@SenderoRes) January 12, 2024

A su vez, el ejecutivo detalló que han comenzado en La Peña, donde el magnetismo terrestre ha confirmado con más detalle la escala de la anomalía magnética y también el potencial de un pórfido satelital intrusivo hacia el Norte.

La peña

La Peña está clasificada como el objetivo de mayor prioridad para Sendero. Además, posee características típicas de los depósitos andinos de pórfidos de cobre y oro.

Desde la empresa destacaron que el sistema mineralizado está expuesto a un nivel óptimo de erosión, justo por encima de la zona interpretada de cobre y oro de alta ley.

, Loana Tejero

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Rodríguez Chirillo: “La tarifa no refleja el costo del suministro y nos pone al borde de quedarnos sin luz»

El secretario de Energía Eduardo Rodríguez Chirillo aseguró este viernes en la audiencia pública de la electricidad que “el sector se encuentra al borde del colapso”. “La tarifa no refleja el costo económico eficiente del suministro y nos pone al borde de quedarnos sin luz producto de decisiones incorrectas que nos llevaron a esta situación”, aseguró el funcionario al justificar la necesidad de recomponer los ingresos de las distribuidoras Edenor y Edesur, las cuales solicitaron un ajuste y la implementación de un mecanismo de actualización mensual de tarifas.  

“Ningún gobierno federal ha recibido una herencia institucional, económica y social peor de la que recibió la actual administración. Por lo cual es imprescindible adoptar medidas que permitan superar la situación de emergencia creadas”, sostuvo Rodríguez Chirillo en la apertura de la audiencia pública, la cual demoró su inicio cerca de dos horas por problemas técnicos.   

«Vamos a recomponer la tarifa, restaurar la cadena de pagos que actualmente se encuentra al borde de la ruptura, concentrar los subsidios en los sectores más vulnerables y asegurar el suministro eléctrico», remarcó el funcionario, quien estuvo acompañado por la subsecretaria de Planeamiento Energético, Mariela Beljansky y el interventor del ENRE, Darío Arrué. “El sector tiene que ser autosuficiente económica y financieramente, con asistencias puntuales del Estado, dando subsidios a usuarios vulnerables», insistió, aunque no dio precisiones sobre quienes serán beneficiados por esos subsidios y en qué magnitud.  

Rodríguez Chirillo adelantó que el gobierno tomará medidas en el corto y mediano plazo para el sector eléctrico, como la recomposición tarifaria transitoria y la Revisión Tarifaria Quinquenal (RTQ). También dijo que dará señales de precios al sector de generación, elevará el precio estacional de la energía para recomponer la cadena de pagos y avanzará en los concursos públicos para nombrar directores del ENARGAS Y ENRE como entes autárquicos. Además, enfatizó que el sector privado será el responsable de la expansión de la infraestructura eléctrica del país. El secretario energético también afirmó que la deuda de las distribuidoras con Cammesa, la compañía que administra el mercado eléctrico mayorista, asciende a 307.717 millones de pesos a diciembre de 2023

Canasta

El gobierno otorgará aumentos mensuales de las tarifas que acompañen la inflación en los meses de febrero, marzo y abril. En este último mes dejará de existir la actual segmentación tarifaria que divide a los usuarios en tres niveles según sus ingresos y será reemplazado por un esquema de umbral de consumo subsidiado. El Ejecutivo determinará los ingresos del grupo familiar conviviente y elaborará una Canasta Energética Básica que “será aplicada por zona bioclimática”, explicó Chirillo, y cubrirá las necesidades elementales mensuales de metros cúbicos de gas (MMm3) y kilowatts por hora (kWh).

De todos modos, en ninguna de las dos audiencias públicas realizadas en enero por los entes reguladores el gobierno definió ese umbral. Es decir, el Poder Ejecutivo todavía no hizo público cuál será el nivel de subsidios en gas y electricidad que mantendrá para los usuarios más vulnerables y, en consecuencia, cuál será la dimensión de la quita de subsidios para el resto de los hogares.

Colapso

El titular de la cartera energética realizó un balance del estado de situación del sector eléctrico en el Área Metropolitana de Buenos Aires, donde tiene jurisdicción las distribuidoras Edesur y Edenor. Afirmó que la emergencia eléctrica declarada en 2019 “se centró en congelar tarifas y anular revisiones tarifarias” y esto provocó que el sistema eléctrico ahora esté “al borde del colapso”. También señaló que en la tarifa “no se refleja el costo económico eficiente del suministro” y subrayó que cubre sólo el 45% del mercado mayorista (costo de generación) y 30% Valor Agregado de Distribución (VAD).

Otro punto que destacó son los problemas recaudatorios “que atentan contra la autosuficiencia económica y financiera del sistema eléctrico”. Criticó también “el gran volumen de compromisos que fue adquiriendo el Estado en materia de obras de infraestructura para paliar el déficit del sistema”. “Otra característica para explicar la situación del sector es el crecimiento que tuvo Cammesa como comprador único, cargando costos elevados al sistema que estamos pagando y pagaremos por años”, enfatizó Chirillo.

Además, indicó que “el crecimiento artificial de la demanda se atiende con generación ineficiente adquirida por Cammesa a largo plazo, en dólares, y comprando el combustible. Con estas tarifas tenemos un grave problema de índole técnico y de recaudación del sistema”, añadió.

Cuando el costo del suministro no está reflejado en la tarifa sitúa al sistema eléctrico en condiciones de extrema vulnerabilidad”, remarcó. Chirilló agregó que “de mantenerse el sistema de subsidios, el esquema demandaría US$ 5.230 millones para 2024”.

Medidas a adoptar

Según explicó Rodríguez Chirillo, en primer lugar, el gobierno “va a recomponer la tarifa de manera transitoria en sus tres componentes (generación, transporte y distribución) mientras se lleva a cabo la Revisión Tarifaria Quinquenal”.

También va a “restaurar las señales de precios en el mercado de generación que hoy no tiene interés en crecer, si no es con un contrato con Cammesa, para que contractualice su demanda con distribuidores y grandes usuarios”, explicó.

Por último, el gobierno prevé “restaurar la cadena de pagos, que actualmente se encuentra al borde de su ruptura. Esto lo vamos a hacer en el corto plazo”. Además, “el precio estacional volverá a ser fijado a valores que representen el costo de abastecimiento de mediano plazo y que cubra todos los costos de producción más eficientes”.

El próximo lunes 29 de enero desde las 8:30 se realizará la audiencia pública para la adecuación tarifaria del servicio de transporte de energía eléctrica.

, Roberto Bellato

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Brasil y Bolivia proyectan avanzar en la exploración y producción de tierras raras

La minera Aclara desarrollará en el estado de Gozáis, Brasil un proyecto sobre tierras raras que demandará una inversión de US$ 576 millones para producir 208 toneladas anuales de disprosio y terbio -equivalentes al 13,7% de la producción oficial de China en 2023- y de 1.190 toneladas de neodimio y praseodimio.

El disprosio y el terbio son elementos críticos para la fabricación de imanes de alta potencia, que son esenciales en los motores eléctricos. Mientras, el neodimio y el praseodimio son componentes clave en la composición de las aleaciones de tierras raras utilizadas en las baterías de litio alimentan los autos eléctricos. Se espera que el proyecto esté operativo en 2029.

BOLIVIA

Bolivia avanzará este año en estudios de prospección y exploración de las”tierras raras”, que agrupan a 17 elementos utilizados en autos eléctricos, paneles solares, teléfonos celulares e industria militar. Los yacimientos se ubican en tres departamentos (Cochabamba, Potosí y Santa Cruz) para evaluar las potencialidades de explotación.

Estos minerales, que abarcan 17 elementos de la tabla periódica, se utilizan en forma creciente en la industria electrónica y en la militar.

Uno de estos elementos, el neodimio, es parte del sistema de vibración de los celulares. Con otro de ellos, el lantano, se fabrican lentes de cristal, de cámaras fotográficas y de telescopios. Otros también se utilizan para las pantallas de los teléfonos móviles, así como sus circuitos y micrófonos.

Las tierras raras son escandio, itrio, lantano, cerio, praseodimio, neodimio, prometio, samario, europio, gadolinio, terbio, disprosio, holmio, erbio, tulio, iterbio y lutecio.
Uno de los más importantes es el neodimio, que permite desarrollar motores eléctricos más livianos, eficientes, y de mayor precisión.

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Exclusivo: YPF sondea el costo de un nuevo regasificador para reemplazar al buque instalado en la terminal de LNG de Escobar

YPF lanzó una convocatoria internacional para testear en el mercado el costo de un nuevo buque regasificador para la terminal de Escobar, que actualmente opera con un buque de Excelerate Energy. Ese contrato, que expira en enero de 2025, puede ser prorrogado, pero la petrolera bajo control estatal y Enarsa deben comunicar una decisión estratégica a fines de la semana que viene. YPF lanzó a fines de diciembre una convocatoria internacional para sondear en el mercado el costo de contratación de un nuevo buque regasificador para la terminal de Gas Natural Licuado (LNG) emplazada en Escobar, el único nodo de […]

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