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Avance tecnológico en minería: Desarrollan un sistema que pueda convertir cualquier vehículo en un vehículo autónomo

Una empresa australiana propone un sistema de cámaras que permite el posicionamiento mediante algoritmos con asistencia de inteligencia artificial. La minería es una de las áreas más peligrosas, a pesar de ser una de las áreas fundamentales en la extracción de materias primas. A pesar de los avances tecnológicos, no existen riesgos asociados con este servicio obsoleto. No obstante, gracias a la ingeniería robótica, hay más vías para disminuir la exposición de vidas humanas. De esta manera, los automóviles autónomos avanzan a velocidades agigantas, y el ámbito subterráneo es el próximo paso a seguir. Además, en esta región, las toneladas […]

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Un intendente del conurbano denunció que el municipio recibió una factura de luz con una suba del 382%

El municipio bonaerense de Esteban Echeverría recibió una factura de alumbrado público por un monto superior a los $ 270 millones, lo que significa un aumento de 382% con respecto al mes anterior.

Así lo denunció el intendente peronista Fernando Gray, quien explicó que la boleta en febrero fue de $71.882.479, pero la nueva que le llegó a la comuna trepó a $271.114.175, es decir, un ajuste de 382% en solo un mes.

En la factura de alumbrado público se incluyen las luminarias ubicadas en calles y avenidas de las cinco localidades del distrito ubicado en el Gran Buenos Aires y con unos 340 mil habitantes. “No están contemplados los consumos de energía del Hospital Municipal Santamarina, consultorios externos, unidades sanitarias, edificio municipal y demás dependencias de la comuna”, señaló Gray en las redes sociales.

“Presentamos un reclamo ante Edesur y un recurso ante el Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE). Acudiremos a todas las instancias necesarias para defender los derechos de nuestro municipio y de las vecinas y los vecinos”, cerró el intendente.

Cabe recordar que a mediados de febrero el Gobierno nacional anunció que habrá un aumento de tarifas de electricidad de Edenor y Edesur de hasta 150%, que afectará el área metropolitana de Buenos Aires (AMBA), con el objetivo de “reducir las transferencias desde el Estado Nacional hacia el sector”.

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Tras 2.000 despidos en YPF, camioneros amenazan con bloquear Vaca Muerta y destilerías en todo el país

El secretario general del Sindicato de Camioneros, Hugo Moyano, informó que la empresa petrolera estatal planeja suspende a los trabajadores del sector por cuatro meses como una «artimaña para eliminar los puestos de trabajo» al revertir los pozos de petróleo maduros en 9 provincias, entre ellas Chubut, Santa Cruz y Tierra del Fuego y Neuquén. La Asociación de Camioneros expresó su ferviente rechazo y preocupación por la potencial pérdida de 2.000 empleos en YPF, que se encuentran repartidos en las provincias de Chubut, Santa Cruz, Mendoza, Neuquén, Tierra del Fuego, Salta, La Pampa, Formosa y Río Negro. En otras declaraciones, […]

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Unos 45 mil usuarios están sin luz en el AMBA

A raíz del fuerte temporal que azotó a la Ciudad de Buenos Aires y sus alrededores, más de 45 mil usuarios no tienen luz este miércoles en el Área Metropolitana de Buenos Aires (Amba). El mapa de los barrios afectados por los cortes de energía.

El Ente Nacional Regulador de Energía (ENRE) reportó que, a las 9.00, 32.667 clientes de Edesur no tenían luz. En tanto que eran 12.965 los afectados de Edenor.

Los partidos del Conurbano más afectados por los cortes eran:

La Matanza

San Fernando

Tigre

Cañuelas

Lomas de Zamora

Esteban Echeverría

Ezeiza

Avellaneda

Almirante Brown

En tanto que los barrios de la Capital Federal con más usuarios sin luz eran Barracas, Flores y Recoleta.

Cortes de luz: cómo consultar las zonas afectadas

Los clientes de las distribuidoras Edesur y Edenor del Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA) pueden averiguar si hay  luz en sus barrios, o cuándo esta previsto que vuelva el servicio, a través de un sencillo procedimiento en la página oficial del ENRE.

Al ingresar al sitio web del organismo es posible consultar los cortes de luz vigentes a y ver el “Mapa de cortes de suministro”, donde se provee información de la cantidad de usuarios con y sin servicio, detalles de cortes preventivos, cortes programados por mantenimiento y obras, interrupciones en el servicio de media tensión, o interrupciones en el servicio de baja tensión.

Otra manera para averiguar cómo se encuentra el estado del suministro en el barrio es averiguar según la distribuidora que presta el servicio. Esto es posible al hacer click en el botón de Edesur y Edenor en la página del ENRE. 

Habrá que ingresar a la sección de “Detalles de los cortes” y escribir en el buscador el partido y la localidad de residencia. La empresa informará en detalle si hubo o hay interrupciones en el servicio, qué tipo de corte es, y cuándo se estima que se normalizará.

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Tarifas: Misiones permitirá pagar la luz en cuotas

El gobernador de Misiones, Hugo Passalacqua, anunció este martes que los usuarios residenciales y de comercios e industrias de la provincia podrán pagar las tarifas de electricidad en hasta tres cuotas sin interés. Misiones se suma a Córdoba, que también adoptó una decisión similar la semana pasada.

A través de su cuenta en la red social X, el mandatario provincial puntualizó que la medida regirá desde el 1° de abril y hasta el 30 de junio de 2024, período en el cual todos los usuarios de energía de Misiones y de las cooperativas eléctricas asociadas tendrán acceso a las facilidades de pago.

Informo que desde el 1° de abril al 30 de junio de 2024 los usuarios de todas las categorías de Energía de Misiones y de las cooperativas eléctricas adheridas podrán abonar sus facturas de servicios con el boton de pago de la página web de Energía de Misiones y de cada…

— Hugo Passalacqua (@passalacquaok) March 19, 2024

Según lo dispuesto, los usuarios de todas las categorías de las cooperativas eléctricas adheridas podrán abonar las facturas  utilizando el botón de pago disponible en la página web oficial de Energía de Misiones y en los portales de cada cooperativa adherida. Podrán abonar con tarjeta de crédito en hasta tres cuotas sin intereses.

Asimismo, el sector comercial e industrial, además de acceder a esta facilidad, también podrá abonar en cheques sin intereses con costo financiero a cargo del Estado provincial en 0, 30, 60 y 90 días.

La provincia de Misiones sostiene además la tarifa social para los 120.000 usuarios con factura bonificada y consumos de hasta 400 kilowatts mensuales, destacó Passalacqua.

En Córdoba, el gobernador Martín Llaryora dijo al momento de tomar una medida similar que “es increíble, pero tenemos que poner al Banco de Córdoba para que la gente pueda pagar la luz”.

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Edenor y Edesur tendrán que informar en tiempo real el estado de los cortes

El Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE) estableció una medida que impactará directamente en la forma en que Edenor y Edesur se relacionan con sus usuarios. A través de la resolución N° 152/2024, se dispuso que estas empresas deben habilitar una herramienta digital que permita a los afectados por cortes de luz consultar el estado actualizado de sus reclamos.

Esta decisión surge como una respuesta a la necesidad de mejorar la transparencia y la comunicación con los clientes en situaciones de interrupción del servicio eléctrico.

La nueva herramienta digital permitirá a los usuarios ingresar a las páginas web de las distribuidoras con su número de cliente y de reclamo, obteniendo información detallada sobre el estado de los cortes.

Entre la información que podrán consultar se encuentra la fecha y hora de la interrupción registrada, el despacho de la cuadrilla, la concurrencia al lugar, así como la fecha estimada y real de reposición del servicio.

Edesur y Edenor tienen un plazo de 45 días para implementar este servicio

Esta iniciativa se enmarca en el objetivo de garantizar el derecho de los usuarios a contar con información adecuada y un trato digno y equitativo, tal como lo establece la ley de Defensa del Consumidor y el Código Civil y Comercial de la Nación.

Asimismo, busca cumplir con la normativa que exige a las distribuidoras informar al ENRE los reclamos recibidos por todos los canales de comunicación, incluyendo redes sociales y otros medios digitales.

Las distribuidoras tienen un plazo máximo de 45 días corridos para implementar este servicio y garantizar su acceso seguro. La información estará disponible tanto para los usuarios como para el ENRE, permitiendo una mejor supervisión y control por parte del ente regulador.

Con esta medida, se busca mejorar la calidad del servicio eléctrico y la comunicación con los usuarios de Edenor y Edesur, brindando mayor transparencia y eficiencia en la gestión de reclamos por cortes de suministro.

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Mira en vivo el megaevento Future Energy Summit Central America & the Caribbean

Inicia un nuevo evento de Future Energy Summit (FES). Este miércoles 20 y jueves 21 de marzo, el Hotel Intercontinental Real Santo Domingo recibirá a más de 500 profesionales del sector de las energías renovables.

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El sector público estará representado por actores clave del Ministerio de Energía y Minas (MEM), la Comisión Nacional de Energía (CNE), la Superintendencia de Electricidad (SIE), la Empresa de Transmisión Eléctrica Dominicana (ETED), el Centro de Exportación e Inversión de República Dominicana (Prodominicana) y más.

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

Luego, seguirán 75 disertantes en más de 10 paneles de debate y ponencias destacadas que profundizarán temas de relevancia para una transición energética con base en renovables, tales como el panorama de PPAs y licitaciones de largo plazo; generación distribuida y microrredes; financiamiento para nuevos proyectos, nuevos reglamentos de almacenamiento, entre otros.

Serán dos días de intenso debate y networking que contará con la presencia de altos ejecutivos de asociaciones y variedad empresas locales e internacionales, como comercializadoras, consultoras, epecistas, fabricantes, financieras y generadoras de energías renovables.

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Sungrow, JA Solar, Huawei, Chint y Seraphim son cinco gigantes de la industria fotovoltaica que confirmaron su participación como Platinum y Diamond partner. Y no fueron las únicas empresas en verse atraídas por el alto potencial en negocios vinculados a proyectos fotovoltaicos.

Trina Solar, EGE Haina y Solis asistirán como Gold Partner; Ennova, LONGi y GCL como Silver Partner; y, como Bronze Partner, Risen Energy, Runergy, AESOLAR, S-5!, Deetken Impact, SL Rack, Astronergy y Schletter.

Aquello no sería todo. Además, dirán presente Jinko Solar, Acciona, Elecnor, NFS, Honetwell Aggreko, Total Logistics Solutions (TLS), UL Solutions, FMO, Telener 360, Total Energies, Marsh, Wartsila y AES Dominicana.

Y es que la región presenta condiciones óptimas para el despliegue masivo de energías renovables, penetrando en el último lustro principalmente energía solar fotovoltaica.

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

Considerando que al año 2025 se podrán duplicar las cifras actuales, algunas de las entidades civiles y empresarias públicas y privadas más emblemáticas de la región que suscribieron como aliados estratégicos de este encuentro entre profesionales del sector energético para aportar al debate en torno a los retos que se deberán resolver en los próximos meses para un mayor desenvolvimiento de la industria.

Por lo que asistirán además, altos representantes de la Asociación Hondureña de Productores de Energía Eléctrica (AHPEE), Asociación para el Fomento de Energías Renovables (ASOFER), Asociación Nacional de Jóvenes Empresarios (ANJE), Cámara Panameña de Energía Solar (CAPES), Mujeres de Energía Renovable en República Dominicana (MER-RD), Mujeres en Energía Renovable Latinoamérica (MERL), Asociación de Distribuidoras de Energía Eléctrica Latinoamericanas (ADELAT), Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (ACERA) y Organización Latinoamericana de Energía (OLADE).

Como parte del compromiso de Energía Estratégica e Invest in Latam por democratizar el acceso al debate que promueve la transición energética de la región, aquellos que no tuvieron la oportunidad de reservar su entrada para este gran encuentro de profesionales del sector, podrán seguir telemáticamente la transmisión en vivo de la primera jornada en redes sociales de Future Energy Summit (FES).

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Conozca a los Speakers confirmados:

Antonio Almonte – Ministro de Energía y Minas – República Dominicana
Guido Gubinelli – Director Periodístico – Energía Estratégica
Edward Veras – Director Ejecutivo – Comisión Nacional de Energía
Martín Robles – Administrador General – Empresa de Transmisión Eléctrica Dominicana (ETED)
Aura Caraballo – Member of the Administrative Council – Superintendencia de Electricidad
Omar Vega – Asesor Senior de Asuntos Energético – Puerto Rico
Álvaro Villasante – Vicepresidente de Gestión de Negocios e Innovación – Grupo Energía Bogotá
Gonzalo Feito – Latam Director – Sungrow
Fernando de la Vega – Country Manager – TotalEnergies Renewables Dominicana
Hancel Marte – FusionSolar Business Development Manager – Huawei Digital Power
Mónica Lupiañez – Managing Director, Head of Renewables – InterEnergy Group
Ricardo Estevez – BD Manager – EGE Haina
Luis Gonzalez – KAM Colombia y Centroamérica – Sungrow
Karla Martínez – Gerente de Asuntos Regulatorios – CMI Energía
Edy Jiménez – Vicepresidente Comercial – AES Dominicana
María Urrea – Head of Sales Colombia, Central America & The Caribbean – JA Solar
José Luis Blesa González – Director Latin America – Seraphim
Manuel San Pablo – Gerente General – Organismo Coordinador del Sistema Eléctrico Nacional
Alfonso Rodríguez – CEO – Soventix Caribbean
Héctor Nuñez – Colombia, Mexico, C.A & Caribbean, Head of Sales – Sungrow
Sergio Rodríguez – Chief Technology Offi cer – Solis
Vicente Walker – Head de Trina Storage LAC – Trina Solar
Rodrigo Sotelo – Sr. Sales Utility Manager Mexico and Dominican Republic – Longi
Vandy Ferraz – LATAM Product Manager – Risen
Rafael Burgos – CEO – Ennova
Oscar Rubio – Sales Manager Ibérica & Latam – SL Rack
Jose Montoya – Sales Manager – AE Solar
Luis Durand – Director Regional Ventas México, Centroamérica y el Caribe – Runergy
Juan Carlos Fuentes – International Business Director LATAM & Europe – S-5! Latam
Alejandro Ramos – Sales Director Spain & Latam – Schletter
Luis Miguel Gómez – Sales Manager CA Área – GCL
Kathy Ardila – Commercial Manager – Future Energy Summit
Marta Mieres – Global Business Dev. Director Renewables & Energy Storage – Honeywell
Roberto Lares – Business Development Manager y Managing Director – Wärtsilä Colombia
Fernando Zuñiga – Managing Director Latam – MPC Energy Solutions
Ricardo Palacios – Sales Director CCM – Jinko Solar
María Victoria Casanovas – Team Leader – Future Energy Summit
Maria Esparza – Business Development Manager – Aggreko Panamá
Luis Rafael Ordóñez Segura – CEO – Telener 360
Luigi Zenteno – Senior Sales Executive, LATAM – UL Solutions
David Peña – LAC Regional Business Development Leader Power & Renewables – Marsh
Ricardo Estevez – BD Manager – EGE Haina
Ignacio Lucas – Business Development Director CA&C – AES
Paola Pimentel – Presidenta – MER RD
Rafael Velazco – CEO & Founder – Raveza
Marvin Fernández – Presidente – ASOFER
Marco Ricci – Latam Sales Manager – Solis
Juan Camilo Navarrete – Regional Sales Director South America – Astronergy
Manuel Cabral – Vicepresidente Ejecutivo – ADIE
Mariel Alfau – Gerente Desarrollo de Negocios – Soventix Caribbean
Biviana Riveiro – Directora Ejecutiva – ProDominicana
Milton Morrison – Gerente General – Edesur
Michelle Abreu – Miembro de Junta Directiva – MER RD
Alonso Butron – Gerente Regional – BAUR GmbH
Fernando Diaz – Gerente de Ventas – TDP Dominicana
Fernando Alvarado – CEO – Deetken Impact
Angie Salom – Manager Energy Latin America & Caribbean – FMO
Carlos Nieto – VP Riesgos Generales – ROS & Asociados
Rubén Jiménez – CEO y Vicepresidente Consejo de Administración – Seguros APS
Gustavo Vergara – CIO – GP Capital Partners
Victor Saldaña – Sales Manager Central America – JA Solar
Álvaro Vergara – Vocal – ASOFER
Nicholas Serrano – Technical Manager Latam – Seraphim
Karla Martinez – Presidenta – AHPEEHN (Honduras)
Marisol Neira – LatAm Key Account Director – ZNShine PV-Tech
Rafael Orlando Gómez – Viceministro de Energía – República Dominicana
Pablo Sáenz Camón – Associate Director– AtZ Investment Partners
Diomedes Quijano – CTO en Centroamérica y Caribe – Huawei Digital Power
Andrés Astacio – Superintendente de Electricidad
Cheng Peng – Chairman of Board – JSolar
Harold Steinvorth – Head de Generación Distribuida para Latam – Trina Solar
Augusto Bello – Asesor Energético Privado – AABI
Katherine Rosa – Socia de Energía y Financiamiento de Proyectos – Jiménez Peña Advisors
Carlos Cabrera – Vicepresidente Ejecutivo– Servinca
Luis Felipe Lerebours – Country Manager República Dominicana – BAS Corporation

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Seis empresas compiten en la licitación de Servicios Complementarios de Control de Tensión de Chile

El Coordinador Eléctrico Nacional (CEN) de Chile recibió ofertas administrativas y técnicas de seis empresas interesadas en la licitación pública internacional para incorporar Servicios Complementarios de Control de Tensión (SSCC). 

Las firmas AES Andes; Colbún; Engie Energía Chile, Transelec Holdings Rentas ltda; Alupar Colombia y Celeo Redes Chile presentaron un total de 16 propuestas para prestar el servicio, que también contempla la reconversión de centrales. 

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

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

“De acuerdo con los estudios que se han realizado, la salida de las centrales a carbón y la mayor penetración de energías renovables variables reducen la potencia de cortocircuito, haciéndolo más frágil ante este tipo de contingencias, en especial en el norte del país, donde hay mayor presencia de este tipo de generación. De esta forma, se concluye que es esencial compensar la potencia de cortocircuito en el sistema eléctrico”, señalaron desde el CEN.

¿Cómo se reparten las ofertas?

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

El equipo del CEN ya inició el proceso de revisión y evaluación de las iniciativas ingresadas al sistema, con miras al viernes 17 de mayo del corriente año, fecha en la cual se hará el acta de apertura de las ofertas económicas (estarán bloqueadas hasta ese momento). 

Además, la adjudicación de tales Servicios Complementarios de Control de Tensión puede ser parcial o total e iniciar las obras está previsto para diciembre de dicho año. 

Mientras que el servicio se remunera conforme al valor adjudicado durante el periodo que comprende el contrato respectivo, de conformidad con el mecanismo de evaluación y adjudicación de las ofertas establecido en las bases de licitación fijadas por el Coordinador al efecto, y que permita la operación más económica del sistema eléctrico. Y dicho valor adjudicado deberá considerar costos de oportunidad, operación, desgaste, mantenimiento, habilitación y/o implementación, entre otros aspectos. 

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AES Argentina aguarda señales macroeconómicas y regulatorias para seguir invirtiendo en renovables

AES Argentina, empresa dedicada a la generación de energía con presencia en el mercado desde hace más de 30 años, participó del mega evento FES Argentina, organizado por Future Energy Summit (FES) en la ciudad de Buenos Aires. 

Rubén Zaia, director de Desarrollo en la compañía, contó cuáles son los próximos pasos de AES y analizó la viabilidad de nuevas tecnologías en Argentina, tales como el almacenamiento de energía y los proyectos off-grid para producir hidrógeno verde. 

“No nos apartamos de la estrategia de la compañía, donde todos los activos en nuevas centrales de generación serían construidas únicamente a través de energías no convencionales. Cerramos el 2023 con casi 6 GW de contratos renovables firmados y 3,5 GW construidos, mientras que para 2024 la expectativa es de otros 3,5 GW más una contractualización de casi 16 GW hasta el 2025”, afirmó.

“Trabajamos en nuevos desarrollos, por lo que tenemos un año a la espera de que se reacomoden las variables macroeconómicas y regulatorias en el país”, subrayó. 

El principal reto bajo la mirada del especialista es la conformación de un nuevo marco regulatorio que permita a las renovables ser realmente competitivas frente a otras alternativas, especialmente ante el gas natural, en el camino de la transición energética. 

¿Por qué? Zaia señaló que a lo largo de los últimos años se notó que los ratios, fundamentalmente del costo de la energía, han ido a la alza. Por lo que espera que se acomode el mercado financiero, la macroeconomía y las reglas de juego para seguir desarrollando el potencial renovable y que Argentina forme parte de los países en crecimiento en los que AES tiene presencia. 

Y cabe recordar que la empresa recientemente reconoció que cuenta con más de 1000 MW desarrollados en proyectos eólicos y cerca de 200 MW solares en distintos lugares del país, a la par que avanza en la expansión del parque eólico de Bahía Blanca y del PE Vientos Neuquinos (de 99 MW a 153 MW en Tornquist), lo que implicará un desembolso de más de 90 millones de dólares. 

“Estamos enfocados en poder seguir construyendo proyectos, fundamentalmente eólicos y solares”, destacó el director de Desarrollo de AES Argentina durante el panel denominado “Aspectos clave para el desarrollo de la energía eólica en Argentina”. 

“En cuanto se den las condiciones y podamos llevar adelante la ejecución de proyectos que tenemos en el pipeline, se aprovecharán aún más las sinergias que tiene la compañía en la región”, agregó frente a más de 400 líderes de la industria de las renovables de Latinoamérica 

Entre esos posibles proyectos se encuentra el análisis de participación en la convocatoria AlmaMDI, destinada a presentar manifestaciones de interés para incorporar, gestionar y financiar sistemas de almacenamiento de energía eléctrica en Argentina, considerando que AES es líder en Chile en lo vinculado a storage y que podría aportar su expertise en la materia. 

“Estamos analizando el caso de AlmaMDI, pero falta un marco regulatorio que permita que la batería esté funcionando como estabilizadora del sistema y también con repagos por potencia, para que haya un desarrollo claro como hay en Chile. Sin dudas el almacenamiento es el futuro, pero se necesita tiempo”, apuntó. 

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SER Colombia analiza las medidas adoptadas por el Gobierno para hacer frente al fenómeno de El Niño

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

Como ya había anticipado Energía Estratégica, el órgano regulador tomó medidas transitorias en el precio de la bolsa por las cuales se están analizando los comentarios.

Además, se publicaron los resultados de la Subasta de Cargo por Confiabilidad para el 2027/2028., donde se asignaron 33 plantas de generación, lo que representa una inclusión al sistema de 4.489 MW nuevos, de los cuales 4.441 MW son solares y 48 MW térmicos con tecnología de biomasa, biogás y repotenciación de una central existente.

En este marco, Alexandra Hernández, presidente ejecutiva de la Asociación de Energías Renovables (SER Colombia) analiza estas decisiones adoptadas por el gobierno y sugiere otras medidas que podrían ayudar a hacer frente a la demanda de energía, en exclusiva con Energía Estratégica.

¿Qué opinión le merecen las últimas medidas transitorias adoptadas por la CREG para hacer frente al fenómeno de El Niño?

El Gobierno y la CREG han sacado diferentes medidas transitorias, necesarias para disminuir el impacto del Fenómeno de El Niño, tal como lo es la compra directa de energía por parte de los comercializadores que atienden la demanda regulada y la entrega de excedentes de plantas menores. Desde Ser Colombia vemos con buenos ojos esta medida, en tanto que reduce la exposición a bolsa de los comercializadores y, por ende, mitiga su impacto en la tarifa de los usuarios. Adicionalmente, reiteramos la necesidad de mecanismos de contratación de largo plazo, que permitan una menor exposición a los precios de bolsa de energía.

 ¿Podrían hacer un análisis sobre la subasta de cargo por Confiabilidad?

La Subasta de Cargo por Confiabilidad para el periodo 2027-2028 publicada semanas atrás tuvo unos resultados que representan un hito histórico para el futuro energético de nuestro país y consolidan el avance hacia una matriz energética más limpia y diversificada, con un mayor protagonismo de las energías renovables no convencionales. Sin embargo, todavía existen desafíos que se deben afrontar para hacer realidad la transición energética y de igual forma, garantizar la confiabilidad del sistema.

Entre ellos, se encuentra el reducido margen de maniobra que podría presentarse hacia los años 2027-2028 si la demanda real se acerca a los escenarios medio o alto de las últimas proyecciones de demanda publicadas por la UPME.

En este sentido, insistimos en la importancia de reconocer la complementariedad entre las diferentes fuentes de energía y en modificar los mecanismos actuales de comercialización de ENFICC, para las plantas que participaron únicamente con mediciones secundarias y las cuales solo se les reconoció el 60% de su energía en firme.

Confiamos en que la información recolectada durante el Fenómeno del Niño permitirá realizar análisis de fondo que demuestren la complementariedad de la energía eólica y fotovoltaica con la matriz energética de Colombia, sentando las bases para el diseño de un mecanismo que reconozca y valore este atributo fundamental.

 A las consecuencias del fenómeno de El Niño se le suman los efectos de la derogación del proceso de subastas a largo plazo. ¿Qué tan importante es que retomen estos mecanismos? 

Es preocupante la declaración de nulidad del decreto 570 de 2018, que habilitaba las convocatorias a subastas de contratos de largo plazo de FNCER, ya que son los mecanismos que afianzan a los inversionistas, activan el sector y son el combustible clave para que la maquinaria de la generación eléctrica no se apague.

Urge implementar nuevos mecanismos para la comercialización de energía limpia por lo que nuestro llamado es a que el Gobierno expida un nuevo marco normativo.

Dado que se necesitan contratos de largo plazo para financiar, consideramos que el mecanismo propuesto por Conexión Energética para demanda regulada puede ser acorde para este tipo de contratos y este tipo de tecnologías. Por esta razón, invitamos a la Comisión a reglamentar lo antes posible este mecanismo.

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GWP Global llamó al Gobierno a avanzar con el proyecto de ley RIGI para incentivar la inversión 

Días atrás, 400 ejecutivos, inversionistas, líderes y altos cargos del sector energético de la región participaron de la cumbre Future Energy Summit (FES) Argentina, donde debatieron sobre los grandes retos que deben superarse para impulsar inversiones sostenibles en el camino de la transición energética regional. 

En efecto, durante el panel Desarrollo de grandes proyectos: el futuro de la eólica, fotovoltaica e hidrógeno verde, Carlos Seijo, director de relaciones institucionales en CWP Global, la multinacional con fuerte presencia en Argentina, detalló medidas necesarias para fomentar la inversión sostenible y aprovechar el potencial del país.

“Todos los proyectos que estamos estudiando desarrollar en la Argentina son 100% de exportación. Por ello, necesitamos que el gobierno avance con el proyecto de ley Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) para brindar seguridad jurídica”, argumentó.

Se trata de una propuesta de ley impulsada por el diputado Julio Moreno Ovalle (La Libertad Avanza) que considera grandes inversiones a los proyectos que involucren la adquisición, producción, construcción y/o desarrollo de activos en los sectores de Agroindustria, Infraestructura, Forestal, Minería, Gas y Petróleo, Energía y Tecnología.

Para fomentar estas actividades, la iniciativa incluye incentivos tributarios y aduaneros, régimen cambiario especial y compatibilidad con otros regímenes especiales preexistentes.

En segundo lugar, Seijo propone consideró inminente brindar certeza jurídica que permita tener posición sobre las tierras para poder desarrollar un proyecto de largo plazo.

A su vez, el experto sugiere reducir el costo de capital como otro factor indispensable para el país. Y argumentó: “Un proyecto de hidrógeno de gran escala de mínimo 2 GW es un costo altísimo y todavía no tenemos ni la infraestructura para transportar el vector o sus derivados. Competimos contra Australia y países africanos por lo que no podremos desarrollar proyectos sanos si no se dan esas condiciones”.

E insistió: “ Tenemos que abordar los desafíos de logística. No hay puertos en la Patagonia disponibles para bajar equipamiento del tamaño de las turbinas eólicas y electrolizadores. El sector privado debe trabajar articuladamente con el público para poder modernizar los puertos porque sino los proyectos de hidrógeno verde seguirán en etapas iniciales y ralentizados”.

En este sentido, alertó que la transición energética se ha estancado un poco, en parte porque todavía no hay bonos verdes ni penalidades para el que emite y contamina. 

“Las empresas no tienen ningún incentivo por invertir en renovables ni castigos por seguir emitiendo CO2. Eso significa que iremos más lento pero todo llegará. Solo debemos ayudar al gobierno a elaborar las leyes que necesitamos”, aseguró.

Y añadió: “No pedimos subsidios, podemos ejecutar proyectos en un mercado totalmente desregulado entre privados. No obstante, sí necesitamos seguridad jurídica y leyes para atraer grandes inversiones privadas. Que esas exportaciones de hidrógeno sirvan para repagar las inversiones y no quede atrapada en el Banco Central”.

Potencial para el H2 en Argentina

A pesar de todos los desafíos planteados que necesitan ser superados de manera urgente, Seijo arrojó prometedoras cifras que demuestran el potencial existente en el país para la producción de hidrógeno a largo plazo.

“Argentina tiene uno de los mejores vientos a nivel mundial que podrían llegar a rendimientos de entre el 60 y el 65% del tiempo. Además, la Patagonia no tiene grandes conflictos de medio ambiente por lo que estimamos una capacidad de entre 60 o 80 GW en Chubut, Santa Cruz y Tierra del Fuego para el desarrollo de hidrógeno”, concluyó.

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TrinaStorage apuesta por Chile como plataforma para el desarrollo de energías renovables en Latinoamérica y el Caribe

TrinaStorage, líder mundial en productos y soluciones de almacenamiento de energía, anunció la apertura de su primera oficina en Latinoamérica, eligiendo a Chile como su punto de partida en la región. La apuesta de la marca por nuestro país se materializa tras la promulgación de la Ley de Almacenamiento de Energía Eléctrica y la Electromovilidad en el contexto del Plan de descarbonización y el cumplimiento de la meta de ser un país carbono neutral antes de 2050.

Vicente Walker, gerente de negocios para América Latina y el Caribe de TrinaStorage, será el encargado de liderar el almacenamiento en el país y la región, asegurando que “estamos muy contentos de iniciar el camino de TrinaStorage en Chile. Es un mercado prioritario para la marca y hemos visto mucho interés en la llegada de nuestra oferta para la consolidación de ENRC en Chile donde ya estamos evaluando proyectos de almacenamiento”, precisó.

Este anuncio se dio a conocer en el TrinaDay, evento realizado por la compañía exclusivamente para sus clientes y que por primera vez se llevó a cabo en nuestro país. Además, la marca estuvo presente en la cuarta versión de Energyear Chile 2024, siendo parte del panel “Innovación en tecnología solar: impacto en el capex y en el rendimiento de proyectos solares”, con la participación de Álvaro García-Maltrás, director general para América Latina y el Caribe de Trina Solar.

Hace más de una década que el gigante asiático está presente en Chile con su área de negocios de módulos solares. En 2020 sumó, a nuestro país, la oferta de TrinaTracker con todo el know-how y experiencia en soluciones en sistemas de seguimiento solar, tras la adquisición de la española NCLAVE en 2014. Con la apertura de su división storage en la región, Trina Solar completa su portafolio de soluciones integrales de energía limpia para el mercado chileno, Latinoamérica y el Caribe.

En Chile existen más de 86 proyectos de energías renovables en construcción que suman 4032 MW de capacidad instalada, de los cuales un 54% corresponde a energía solar, según el último reporte del Ministerio de Energía de enero de 2024.

“TrinaStorage nació en 2015 con el desafío de convertirse en líderes y entregar soluciones confiables en almacenamiento, respaldados por la experiencia de 27 años desarrollando módulos solares, lo que nos permitió comprender la realidad y las soluciones que necesitan nuestros clientes. En 2021 se lanzó oficialmente la marca y ya cuenta con más de 4 GWh de proyectos entregados en China, Estados Unidos y Europa. Además, posee más de 2 mil empleados en todo el mundo”, señaló Walker.

Con más de 27 años en el mercado con soluciones fotovoltaicas inteligentes y de almacenamiento de energía, desde 2012 Trina Solar se mantiene sostenidamente como top 3 mundial en la fabricación de módulos solares, con presencia en 160 países y más de 40 mil empleados alrededor del mundo. 

Con su misión de «Energía solar para todos”, Trina Solar ha consolidado su oferta en el suministro de soluciones energéticas inteligentes a medida y para diversos entornos, incluidos desiertos, alturas y regiones expuestas a fuertes vientos, contribuyendo así a un futuro sin emisiones de carbono y la promoción del desarrollo sostenible global a través de tecnología avanzada, productos fiables y un servicio inigualable. 

Según cifras entregadas por Generadoras de Chile, un 63% de la electricidad generada durante el 2023 fue en base a fuentes renovables, convirtiéndose en la cifra más alta desde que se tiene registro. La generación hidráulica produjo un 29% de la generación total, seguida por la generación solar con un 20%. Sin embargo, hasta noviembre de 2023 el vertimiento de energías renovables en el país alcanzó los 1.824 GWh, un aumento de 73,4% respecto al mismo mes del año anterior.

Trina Solar continuará promoviendo su oferta de servicios integrales para la industria solar en la región realizando la versión del TrinaDay en Argentina el próximo 10 de abril y participando en la Feria Solar Storage de Guadalajara, México, desde el 17 al 19 de abril.

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ZNShine crece en Argentina con más de 160 MW en ofertas abiertas

En el marco del Future Energy Summit (FES) que tuvo lugar el pasado 11 de marzo en Argentina, más de 500 profesionales del ámbito local e internacional participaron de debates de alto nivel junto a los principales stakeholders del sector energético en la región.

Una de ellas fue Marisol Neira, Latam Key Account Director del fabricante de módulos ZNShine PV-Tech, quien compartió detalles sobre el crecimiento constante de la compañía en el país, con más de 160 MW en ofertas abiertas. 

Durante el panel «Desarrollo de grandes proyectos: el futuro de la eólica, fotovoltaica y H2», Neira destacó el enfoque de la empresa en la innovación y la eficiencia para marcar la diferencia en el mercado.

«ZN Shine ha estado fabricando módulos fotovoltaicos durante 35 años y, en esta carrera, con todo el equipo de investigación y desarrollo, comenzamos a producir el vidrio con recubrimiento de grafeno lo cual fue todo un éxito”, explicó.

Y  agregó: “Esta forma de producir los módulos se ha ganado el interés de muchas compañías que desarrollan proyectos en entornos con problemas ambientales. El grafeno permite un ahorro del 30% anual en mantenimiento, ya que repele todas las partículas del medio ambiente y facilita la limpieza de los paneles».

A su vez, Neira resaltó que, en Argentina, ZNShine está activamente involucrada tanto en proyectos de utility scale como en generación distribuida. En ambos segmentos, la compañía se esfuerza por asesorar a cada cliente según sus necesidades específicas y califica los módulos topcon de hasta 700W para utility scale y hasta 580W en generación distribuida como los más demandados.

«Hemos establecido una sólida colaboración con un socio local que nos ha permitido crecer significativamente en Argentina, llegando a una posición fuerte en el mercado con más de 160 MW en ofertas abiertas en este momento.  En general, la demanda se centra en los módulos de hasta 700W para proyectos de utility scale», reveló.

A pesar de los logros, la especialista señaló los desafíos en la cadena de pagos que han afectado el proceso, y ralentizado algunas etapas del desarrollo. Sin embargo, afirmó que se están buscando soluciones y que la construcción activa de proyectos ha permitido el pago de los montos correspondientes. 

La ejecutiva de ZNShine PV-Tech también hizo hincapié en la importancia de participar en licitaciones grandes y compartió que la alianza estratégica con Creative PMO ha sido fundamental para superar estos obstáculos.

“Es de suma importancia contar con un socio financiero que conozca a fondo el mercado para desarrollar proyectos de manera efectiva en Argentina y seguir creciendo”, insistió.

Con su enfoque en la eficiencia y la colaboración estratégica, ZNShine PV-Tech continúa consolidándose como un actor clave en el panorama de las energías renovables en Argentina, al contribuir al crecimiento sostenible del sector.

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360Energy inaugura el Parque Solar PSF La Rioja II por 22 MW

360Energy anuncia la habilitación comercial del Parque Solar PSF La Rioja II en Argentina. Con  COD a partir del 14 de marzo, este es el tercer parque solar fotovoltaico de la compañía que  entra en habilitación comercial por parte de CAMMESA durante el 2024, siendo precedido por  los parques solares La Rioja III y Cañada Honda IV.  

El parque tiene una generación anual estimada de 55 GWh y una potencia instalada de 22 MW.  El Parque Solar PSF La Rioja II recientemente habilitado está compuesto por 92 inversores, 682  trackers Arctech y 38.412 módulos fotovoltaicos de las marcas Astroenergy y Trina Solar. 

El nuevo parque habilitado es parte del Complejo Solar 360Energy La Rioja, de una superficie de  casi 300 hectáreas, en un terreno sin uso previo. Este Complejo alcanzará una capacidad total de  128 MWp conformados por: 36 MW del PSF La Rioja III, 22 de La Rioja II recientemente  habilitados y, próximamente, 70 MW de La Rioja I y IV. 

Maximiliano Ivanissevich, director de Asuntos Corporativos de la compañía, comentó: «Estamos  entusiasmados de un nuevo paso en el crecimiento de 360Energy con la habilitación comercial  del Parque Solar PSF La Rioja II. Este importante hecho refleja nuestro compromiso continuo con la innovación y la sostenibilidad en la generación de energía, así como nuestro protagonismo en  la transición energética del país».

Acerca de 360 Energy

360Energy es una de las empresas líderes en el sector de las energías renovables en Argentina. 360E se define como una empresa  de energía solar integrada, abarcando desde el desarrollo, la investigación tecnológica, la construcción, la comercialización, y la  operación y mantenimiento de parques solares fotovoltaicos. A través de los programas Genren, RenovAr y MATER, 360E es una de  las empresas más activas en el sector solar fotovoltaico. 360E ha construido y opera actualmente 5 Parques Solares propios ubicados  en las provincias de San Juan, La Rioja y Catamarca. Cuenta con prioridad de despacho asignada por más de 160 MW, de los cuales  se encuentran en construcción 102 MW en Nonogasta, provincia de La Rioja, destinados a abastecer los contratos PPA MATER. 

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Lo que dejó la segunda jornada del CERAWeek: Vaca Muerta en Houston, la disputa entre Chevron y Exxon y la exploración de gas de Petrobras en Colombia

Finalizó la segunda jornada del CERAWeek 2024 by S&P este martes con novedades para la industria energética de la Argentina y el resto del mundo. Desde Houston, EconoJournal entrevistó al CEO de Tecpetrol, Ricardo Markous, quien destacó la importancia de que el Congreso apruebe el Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) para viabilizar la concreción de proyectos de infraestructura en Vaca Muerta. Los CEOs de Chevron y ExxonMobil fijaron sus posturas en torno al conflicto legal que emergió entre las compañías por un activo petrolero estratégico en Guyana.

EconoJournal relevó las declaraciones de los principales líderes de la industria energética global y las novedades más importantes de esta segunda jornada:

Producción estadounidense de crudo superará los 14 millones de bpd y luego alcanzará su plateau, afirmó el CEO de ConocoPhillips, Ryan Lance.

Petrobras perforará dos pozos exploratorios de gas offshore en Colombia. Se trata del bloque Tayrona, que comparte con la petrolera estatal colombiana Ecopetrol.

La captura y el almacenamiento de carbono (CCS) en Latinoamérica necesita de un marco para su desarrollo, afirmó el CEO de Harbour Energy, Gustavo Vaquero. «Las tecnologías existen pero lo que no existe es un marco», dijo el CEO de la petrolera, que cerró a fin de año un acuerdo con BASF para comprar Wintershall, la petrolera que participa en el desarrollo del proyecto Fénix en Tierra del Fuego.

Brasil llama a una gobernanza global para la transición energética. La creación de una gobernanza global que incluya reglas de financiamiento y sea inclusiva con las economías en desarrollo ayudará a lograr una transición energética justa y equitativa, dijo el ministro de Minas y Energía del Brasil, Alexandre Silveira.

Kuwait Petroleum busca socios en el extranjero para realizar su primera exploración petrolera offshore en aguas del Golfo Pérsico, según el CEO de la petrolera estatal, el Jeque Nawaf al-Sabah. Kuwait actualmente produce menos de tres millones de bpd debido a los recortes de la OPEP+, pero busca expandirse a más de 4 millones diarios.

La capacidad de refinación limitada y los bajos inventarios de productos han creado un mercado de refinación global volátil donde interrupciones menores pueden disparar los precios del combustible, dijo hoy el jefe de investigación de Gunvor, Frederic Lasserre.

El desarrollo de la inteligencia artificial casi duplicará el crecimiento anual en la demanda de energía en los próximos cinco años en EE.UU., dijo el jefe de Energías Renovables de NextEra Energy, John Ketchum. La tasa de crecimiento anual será del 1,8% en lugar del 1% pronosticado por la Administración de Información Energética (EIA).
, Nicolás Deza

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La demanda de electricidad en febrero subió 7,9 % i.a. En el AMBA subió 3,9 %

La demanda de la energía eléctrica en febrero último (mes de 29 días) tuvo una suba interanual de 7,9% al alcanzar los 12.848,05 GWh a nivel nacional por lo que se convirtió en el séptimo mes con mayor consumo registrado de la historia. En este sentido, marzo de 2023 con 13.996,3 GWh sigue siendo el mes con mayor consumo eléctrico de la historia, seguido de enero de 2023 con 13.592,5 GWh y enero de 2024 con 13.086,9 GWh, detalló el informe periódico de la Fundación Fundelec.

En tanto, las distribuidoras de Capital y GBA registraron en febrero una suba i.a.de la demanda de 3,9 % y abarcó a los sectores de uso residencial, comercial e industrial.

LOS DATOS DE FEBRERO 2024

En febrero de 2024, mes que contó con un día más que en 2023, la demanda neta total del MEM fue de 12.848,05 GWh; mientras que el año anterior había sido de 11.904,6 GWh1. Por lo tanto, la comparación interanual evidencia un ascenso de 7,9 por ciento.

En cuanto a la demanda residencial de febrero, representó el 49 % del total país, con una suba de 11,1 % respecto al mismo mes del año anterior.

En tanto, la demanda comercial subió 7 %, representando el 27 % del consumo total, y la demanda industrial representó el 24 %, con un alza en el mes del orden del 2,6 %, aproximadamente.

EL CONSUMO EN LOS ÚLTIMOS MESES

La demanda de electricidad registró en los últimos doce meses (incluido febrero de 2024): 8 meses de baja (abril de 2023, -1 %; mayo, -7,8 %; junio, -7,7 %; julio, -1,3 %; agosto, -0,2 %; noviembre, -2,5 %; diciembre de 2023, -9,7 %; y enero de 2024, -3,7 %) y 4 meses de suba (marzo de 2023, 28,6 %; septiembre, 6,3 %; octubre, 2,3 %; y febrero de 2024, 7,9 %). El año móvil (últimos doce meses) presenta una suba de 0,5 por ciento.

CONSUMO MENSUAL A NIVEL REGIONAL

En cuanto al consumo por provincias, en febrero, 26 fueron las provincias y/o empresas que marcaron ascensos: San Juan y Formosa (19 %), Chaco (18 %), Corrientes y Salta (14 %), Entre Ríos, Catamarca, Chubut y Santiago del Estero (13 %), Misiones (10 %), Santa Fe y Jujuy (9 %), San Luis, La Rioja, Tucumán y EDEA (8 %), Córdoba, EDELAP, EDEN y Mendoza (6 %), EDES y Río Negro (4 %), Neuquén (3 %), y La Pampa (2 %), entre otros. Por su parte, 1 provincia presentó un descenso en el consumo y fue Santa Cruz (-2 %).

En lo que respecta al detalle de las distribuidoras de electricidad en Capital y GBA, que demandaron 31 % del consumo del país y totalizaron un ascenso conjunto de 3,9 %, los registros de CAMMESA indican que EDENOR tuvo una suba de 2,1 %, mientras que para EDESUR la demanda ascendió 6,2 %. El resto del país subió en su consumo 9,7 por ciento promedio.

Observando las temperaturas, el mes de febrero de 2024 fue menos caluroso en comparación con febrero de 2023. La temperatura media fue de 26.3 °C, mientras que en el mismo mes del año anterior fue 25.6 °C, y la histórica es de 23.6 °C.

DATOS DE GENERACIÓN

La generación térmica e hidráulica son las principales fuentes utilizadas para satisfacer la demanda, aunque se destaca el crecimiento de las energías renovables.

En febrero, la generación hidráulica se ubicó en el orden de los 2.866 GWh contra 2.652 GWh en el mismo período del año anterior, lo que representa una variación positiva de 7,5 %. En este sentido, los caudales se encuentran por encima de sus valores históricos para el periodo, por lo que se observa un aumento en las principales cuencas comparado con el mismo mes del año pasado.

Si bien el despacho térmico fue superior, el consumo de combustible terminó siendo menor si comparamos mes a mes a nivel del total. En el conjunto de los combustibles alternativos se produjo una baja, mientras que el gas natural tuvo un consumo mayor para generar.

Así, en febrero siguió liderando ampliamente la generación térmica con un aporte de producción de 55,51 % de los requerimientos. Por otra parte, las centrales hidroeléctricas aportaron 21,37 % de la oferta, las nucleares proveyeron 7,38 %, y las generadoras de fuentes alternativas 12,74 % del total.

Por otra parte, la importación de electricidad representó la cobertura del 3 % de la demanda, describió Fundelec.

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La sorpresiva disputa entre las dos principales petroleras de EE.UU. por un megayacimiento de petróleo en Guyana

HOUSTON.- La disputa legal por activos petroleros en Guyana que emergió entre ExxonMobil y Chevron en los últimos meses ocupó la atención de los espectadores en las presentaciones que los CEO’s de las dos majors del petróleo de los EE.UU. realizaron en el CERAWeek by S&P. Exxon y Chevron, que en los próximos días presentará a Javier La Rosa como nuevo country manager en la Argentina, participarán de un inusual arbitraje para resolver el diferendo.

El CEO de Exxon, Darren Woods, dijo el lunes que la empresa esta abierta a conversar con Chevron sobre la adquisición de Hess Corp. El CEO de Chevron, Mark Wirth, respondió este martes que le causó sorpresa la decisión de Exxon de presentar un reclamo de arbitraje en relación a un activo importante de Hess en Guyana.

El conflicto tiene su origen en el acuerdo de adquisición que Chevron alcanzó con Hess Corp. en octubre pasado para comprar las acciones de la compañía por US$ 53.000 millones. Hess comparte con Exxon y la petrolera china CNOOC el consorcio que explota el bloque de petróleo offshore Stabroek en Guyana.

El CEO de Chevron, Mark Wirth.

La operación de Chevron implicaría la transferencia de la participación de 30% que Hess tiene en ese consorcio. Exxon tiene un 45% y CNOOC el 25% restante. El campo Stabroek es la principal área de producción de petróleo offshore en Guyana. Los recursos recuperables en Stabroek trepan a 11.000 millones de barriles de petróleo y se espera que Guyana pase a producir 1,2 millones de bpd en 2027 gracias a este campo.

Disputa legal

Exxon considera que tiene un derecho de preferencia (Right of First Refusal) sobre la participación de Hess en Stabroek que le permite bloquear esa transferencia. Woods aclaró que la intención de la empresa no es bloquear la compra de Hess por parte de Chevron sino proteger sus derechos sobre el campo petrolero en Guyana. «Los canales para el diálogo siguen abiertos», dijo el CEO de la empresa.

No obstante, este martes el CEO de Chevron manifestó su sorpresa por el litigio iniciado por Exxon. «Nos sorprendió cuando, hace un par de semanas, terminaron abruptamente esas discusiones y anunciaron públicamente…que habían solicitado arbitraje«, dijo Wirth.

Chevron había realizado una exhaustiva diligencia sobre el acuerdo operativo entre Exxon y Hess en Guyana y tiene amplia experiencia en ese tipo de acuerdos en todo el mundo, dijo Wirth. Añadió que la compañía espera afirmar su comprensión del contrato en el arbitraje.

El CEO de Exxon Mobil, Darren Woods.

El CEO de Exxon explicó que la empresa quiere establecer el valor de la participación de Hess en Guyana y luego considerar la posibilidad de comprarla si tiene éxito en el arbitraje.

«Lo que pasó aquí es que el acuerdo se hizo muy público sin haber tenido las discusiones, acuerdos, alineación o entendimiento necesarios sobre dónde estaban los diferentes socios», dijo Woods en referencia a porqué esta disputa legal se volvió pública, un caso inusual para la industria petrolera. “Se lanzó al ámbito público antes de que el diálogo realmente comenzara a ocurrir. En mi opinión, esa es la gran diferencia entre lo que estamos experimentando ahora y lo que hacemos en otras áreas donde normalmente sucede detrás de escena”.

, Nicolás Deza

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Exclusivo: cuáles son siete ofertas que recibió ExxonMobil por sus yacimientos en Vaca Muerta

HOUSTON. – Un hermético equipo de ejecutivos con base en Houston de ExxonMobil, la mayor corporación privada de la industria hidrocarburífera a nivel global, está terminando de analizar las ofertas que recibió la petrolera por su paquete de activos en la Argentina, compuesto por siete áreas en Vaca Muerta. ExxonMobil abrió el proceso de desinversión el año pasado. Lo lanzó como un testeo al mercado para sondear el apetito real por esos bloques. Una vez que confirmó el interés, recién en febrero se presentaron las propuestas económicas con carácter vinculante. En esa lista, figuran, según pudo confirmar EconoJournal de fuentes privadas, siete ofertas: las que presentaron a título personal las empresas Pluspetrol, Tecpetrol, YPF, Pampa, Pan American Energy (PAE) y Shell. En tanto que Vista presentó una oferta conjunta con Geopark, una operadora independiente que es el mayor productor privado de petróleo de Colombia. Otros jugadores como Trafigura, que participaron del proceso en una primera etapa, podrían sumarse con capital en la instancia del closing (cierre) de la operación con alguna de la petrolera que se imponga en la compulsa.

ExxonMobil aún no comunicó qué empresas integrarán la lista corta (short list) con las que negociará en la recta final del proceso, pero podría hacerlo en los próximos días, según indicó una fuente. Para avanzar precisa del aval de Qatar Petroleum, la petrolera estatal qatarí, que en 2018 adquirió un 30% del capital accionario del paquete de accionario de los activos de ExxonMobil en el país. El Ramadán, el período de reflexión en el mundo islámico, no contribuye a acelerar el proceso.

La compañía estatal de Qatar posee derechos de preferencia para comprar el 70% que está vendiendo la petrolera norteamericana, pero una fuente con acceso al proceso señaló que, al menos por ahora, Qatar Petroleum parece estar en una posición de vendedor para salir de los activos en simultáneo con la petrolera estadounidense. Consultados por EconoJournal, desde ExxonMobil se excusaron de realizar comentarios.

Ticket de salida

Las fuentes consultadas evitaron detallar los montos de las ofertas recibidas, pero sí trascendió que ExxonMobil tiene la expectativa de recibir unos US$ 1000 millones por sus activos en Vaca Muerta, de los que se destaca Bajo del Choique, un campo con importantes reservas probadas de shale oil que, sin embargo, precisa de importantes inversiones en infraestructura (midstream y transporte) para poder evacuar la producción de crudo.

Las últimas señales globales que dio ExxonMobil la alejan cada vez más de la Argentina. La petrolera desembolsó más de US$ 60.000 millones para adquirir Pioneer Resources, una de las petroleras independientes con mayor producción en Permian, el principal play de shale oil de EE.UU. Al mismo tiempo, ExxonMobil destinará ingentes inversiones para desarrollar un mega yacimiento en Guyana donde ya produce cerca 640.000 barriles diarios de petróleo, prácticamente lo mismo que toda la Argentina.

“Una corporación como Exxon tarda mucho tiempo en tomar decisiones estratégicas como salir de un país, pero una vez que lo hace es poco probable que vuelva sobre sus pasos”, analizó el ejecutivo de una empresa que sigue de cerca el proceso. Las próximas semanas arrojarán luz sobre esa lectura.

Por lo pronto, son varias las petroleras que se disputan los activos. PAE y Pluspetrol, dos empresas controladas por accionistas locales que no están listadas en la bolsa, tienen liquidez para cerrar una operación de este tipo. En tanto que Tecpetrol, brazo petrolero del grupo Techint, el mayor productor de gas no convencional del país, fue uno de los primeros en mostrar interés porque los activos de ExxonMobil le permitirían balancear mejor su porfolio incorporando campos petrolíferos de alto potencial. El mismo racional aplica para Pampa Energía, el holding propiedad de Marcelo Mindlin, un jugador importante en el mercado de gas y el más grande en el negocio de generación eléctrica.

Para Vista, la compañía creada por Miguel Galuccio, que es tal vez la que mayor dinamismo le imprimió a Vaca Muerta en los últimos dos años, la adquisición de las áreas de ExxonMobil podría sumarle prospectos interesantes para ampliar su campo de perforación, aunque la empresa ya cuenta con una sólida posición en cuanto a acreaje. Para Shell, que en silencio se convirtió en los últimos tres años en uno de los mayores productores de crudo de Vaca Muerta después de salir del negocio del downstream, la oferta por los activos demuestra que su interés por la Argentina sigue firme pese a los avatares macroeconómicos de la Argentina. La novedad en la lista de oferentes fue YPF, la petrolera controlada por el Estado que, de la mano de su nuevo CEO, Horacio Marín, quiere cuadruplicar el valor de la compañía en los próximos años.

, Nicolas Gandini

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Markous: “El RIGI es un proyecto mejor que la Ley de LNG que proponía Massa”

HOUSTON.- Ricardo Markous, CEO de Tecpetrol, el brazo petrolero del Grupo Techint y uno de los dos principales jugadores de gas no convencional de la Argentina, participó este martes del panel “Global Competitiveness of Latin American Upstream”, que se desarrolló este martes en el CERAWeek by S&P, la conferencia de energía que se realiza en Houston.

Markous compartió panel con Joelson Mendes, jefe de Exploración y Producción de Petrobras; Gustavo Baquero, vicepreisdente de Harbour Energy; y Angelica Ruiz, vicepresidenta de BP para Latinoamérica, en una sala cubierta por 250 ejecutivos de la industria global.

Al término de su conferencia, Markous brindó una breve entrevista a EconoJournal en la que destacó la importancia de que el Congreso apruebe el Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI), uno de los capítulos incluidos en la nueva versión de la Ley Bases (también estaba contemplado en la versión anterior que no fue avalada por el Poder legislativo), que de aprobarse permitiría viabilizar inversiones en grandes proyectos de infraestructura energética.

Ricardo Markous en el CERAWeek 2024

-Usted señaló que están conversando con YPF y Petronas sobre el tema LNG, ¿qué puede surgir de esa negociación?

-Creo que el proyecto de licuefacción de LNG tiene que ser cooperativo. Hay temas que deberían ser comunes, como el gasoducto y el puerto. Después nosotros estamos abiertos a las dos tecnologías. La tecnología que usan YPF y Petronas es a través de barcos con almacenamiento en el barco, dos barcos grandes, mientras que nosotros estamos viendo las instalaciones modulares onshore.

-Lo de Petronas puede tener que ver con los dos barcos que tiene en el mar de China donde está declinando la producción.

-Entiendo que no. Se ha lanzado la prefit para la licitación para fabricar dos barcos nuevos, cada uno de 4,2 millones de toneladas. Entiendo que va a haber conversaciones para participar en esos proyectos. Nosotros tenemos que analizar eso contra lo que estamos estudiando nosotros, que son los módulos onshore, y ahí se verá.

-El pronóstico de precio de LNG de 5 a 10 años son 6/7 dólares.

-Si son 6 dólares por millón de BTU, la Argentina no llega. Con la Ley de incentivos, con el RIGI, uno puede llegar a un proyecto en el límite, a 8 dólares, y podés competir.

– ¿El board de la compañía lo aprueba?

–Va a ser un proyecto donde habrá que tener parte del financiamiento porque la tasa de retorno va a ser baja.

– ¿Por qué el RIGI es tan importante?

-Es fundamental. Una planta sin RIGI te puede costar entre 4 y 5 dólares por millón de BTU y con el RIGI se puede bajar dos dólares con la misma tasa de retorno.

– ¿Qué diferencia hay con los decretos de del ex ministro de Economía Sergio Massa?

-Este es un proyecto mejor que la Ley de Massa específica de LNG, pero además me parece bien que no sea exclusivamente de LNG. Los proyectos de cobre demandan 5000 o 6000 millones de dólares y el proyecto de NGL’s (líquidos de gas natural) demanda 2000 millones de dólares.

Proyecto de LNG

– ¿Cuán malo es para la Argentina no tener un proyecto de LNG que pueda estar capturando los líquidos del gas que están produciendo en Vaca Muerta?

-Debería tener visibilidad cuando se construya la segunda parte del gasoducto Néstor Kirchner porque va a llegar un momento en que la calidad de gas (la cantidad de líquidos asociados) no va a permitir producir. En la medida en que el gas convencional decline y además el gas bueno desplace un poco al gas seco te hace mayor la necesidad.

– El año pasado fue relativamente malo para los productores de gas porque fue cálido y hubo muchos pozos cerrado. ¿Qué espera para este año?

-El año pasado fue un año con temperaturas muy moderadas y con mucha agua en el sur de Brasil, en Chile y en la Argentina. Hoy estamos viendo que la situación es al revés. En Brasil la hidraulicidad está bajando. Son los vaivenes del sistema.

Declino de la producción de gas de Bolivia

Más tarde, Markous participó de una breve conferencia de prensa con colegas de agencias de noticias de Estados Unidos en la que analizó cuáles serán las alternativas que tendrá la Argentina para cubrir la demanda de gas en los picos de consumo que se registran durante el periodo invernal. En esa línea, detalló cuál es la situación que enfrenta el país ante el declino de la producción de gas de Bolivia, teniendo en cuenta que la reversión del gasoducto Norte no estará lista para el invierno.

– ¿Cuáles son las alternativas para abastecer el pico de la demanda de gas natural en el norte argentino durante el próximo invierno?

– La reversión del gasoducto Norte está en marcha porque ya se licitaron los todos los tramos. No va a estar listo para el invierno, pero sí debería estar para octubre de este año. Va a hacer falta tener gas de Bolivia para este invierno. Si no está listo el gasoducto Norte van a hacer falta entre seis y ocho millones de metros cúbicos en los picos. Ahí se puede jugar con Brasil porque podría tomar menos gas en el invierno y reemplazarlo por LNG. Brasil dijo que podía tomar menos gas de Bolivia porque tiene hidraulicidad, almacenamiento de agua, compensar con LNG y permitir que la Argentina tome más gas. Bolivia hoy produce 35 millones de m3, nosotros 24 millones m3 (sólo Tecpetrol) y con un pequeño yacimiento como es Fortín de Piedra que podría tener más producción. Pensamos que Bolivia a partir de octubre ya no va a mandar más gas a la Argentina.

¿Cómo es la relación con Bolivia?

Nosotros no operamos en Bolivia, somos socios de TotalEnergies, que está a cargo de la operación. La situación es complicada porque tenemos una deuda a favor por el gas que se vendió a la Argentina. Para el gas de Bolivia hay tres mercados. En el mercado local se paga en pesos (bolivianos). Es un mercado muy bajo porque precio del gas en Bolivia es un dólar. Al productor le quedan unos 20 centavos por MMBTU. También está el mercado de Brasil, que se paga directamente allá. Después está el mercado de Argentina que es donde Bolivia nos debe el pago de varios meses a nosotros. No paga al productor porque tiene un problema de escases de divisas (al igual que la Argentina).

, Loana Tejero y Nicolás Gandini

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Tres empresas pugnan por la reversión de plantas compresoras del GN

.Energía Argentina (ENARSA) realizó el 18 de Marzo la recepción de los Sobres 1, de Antecedentes Técnicos, y Sobres 2, Oferta Económica- en la licitación convocada para el cambio de dirección en el transporte del gas en cuatro plantas compresoras que forman parte del proyecto de Reversión del Gasoducto Norte.

Se procedió a la apertura de los Sobres 1 de las las tres ofertas recibidas que corresponden a las empresas ESUCO; CONTRERAS HERMANOS y VÍCTOR CONTRERAS.

Las plantas compresoras a las que se les va a cambiar el sentido -es decir revertir el
sentido del flujo de gas- son las de Ferreyra y Deán Funes en la provincia de Córdoba,
Lavalle en Santiago del Estero y Lumbreras en Salta, ubicadas sobre la traza del
Gasoducto Norte operado por TGN.

Del acto realizado en la sede de ENARSA participaron el vicepresidente de Energía Argentina, Rigoberto Mejía Aravena, Horacio Amartino, Gerente de Plantas Compresoras, y Ximena Valle, Directora de Legales. Ahora se analizarán las respectivas propuestas técnicas y los antecedentes de estas empresas y se avanzará luego con la apertura de las ofertas económicas de aquellas empresas que hayan calificado técnicamente.

El proyecto complementa la construcción del Gasoducto de Integración Federal entre Tío
Pujio y La Carlota de 122 km, además de un loop -tendido paralelo- al Gasoducto Norte de 62 km actualmente en ejecución.

La Reversión del Gasoducto Norte, cuya finalización ahora está prevista para finales del próximo invierno, permitirá llevar el gas de Vaca Muerta a Córdoba y al Noroeste argentino.

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Proyecto de LNG: YPF y Petronas lanzaron una licitación para la ingeniería de las unidades flotantes de licuefacción

YPF, la petrolera controlada por el Estado, y la malaya Petronas lanzaron un proceso de licitación para la adjudicación de las ingenierías de las unidades flotantes de licuefacción que permitirán exportar Gas Natural Licuado (LNG, por sus siglas en inglés), desde la Argentina.

Esta medida se desprende del Joint Study and Development Agreement firmado entre YPF y Petronas el 1° de septiembre de 2022 para llevar a cabo los estudios técnicos necesarios para el proyecto.

El proyecto

La iniciativa permitirá exportar el gas de Vaca Muerta. Según precisaron desde la petrolera, una vez que se alcance la decisión final de inversión, se prevé que la Argentina pueda dar un salto cualitativo en la generación de divisas, con una capacidad total de producción planeada de 25 millones de toneladas de gas por año (MTPA), a ser llevado a cabo en etapas.

, Loana Tejero

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Atucha I: a 50 años de su conexión a la red

El 19 de marzo de 1974 la Central Nuclear Atucha I fue conectada al Sistema Eléctrico Nacional, dando inicio a un legado de medio siglo de generación nuclear en la Argentina que abarcó la construcción y operación de las centrales nucleares Embalse y Atucha II.

Atucha I inició su construcción en junio de 1968. Su reactor comenzó a funcionar el 13 de enero de 1974 e inició su producción comercial el 24 de junio de ese mismo año, convirtiéndose en la primera central nuclear de potencia de Argentina y América Latina.

La central

La central cuenta con una trayectoria de 50 años de excelencia, comprometida con la generación de energía de base para el país a través de una operación segura y responsable. Además, mediante la generación limpia permitió el ahorro de emisiones de gases de efecto invernadero.

En la actualidad, tiene una potencia eléctrica bruta de 362 megavatios eléctricos, superior a la potencia de diseño de 319 megavatios eléctricos. El tipo de reactor es PHWR, utiliza agua pesada como fluido principal y moderador, y uranio levemente enriquecido (ULE) al 0,85% como combustible.

La instalación está ubicada sobre la margen derecha del Río Paraná de las Palmas, a 100 km de la ciudad de Buenos Aires en la localidad de Lima, Partido de Zárate.

En sus cinco décadas de operación Atucha I se destacó por sus altos niveles de performance, posicionando al país como pionero y líder en materia nuclear en la región.

Más Atucha

La licencia de operación para Atucha I emitida por la Autoridad Regulatoria Nuclear finalizará durante 2024, marcando el final de su primer ciclo de vida útil. Desde el año 2006, Nucleoeléctrica comenzó a realizar los estudios necesarios para evaluar el proyecto de extensión de vida y se concluyó que Atucha I podría generar energía limpia y segura por dos décadas más.

La parada de reacondicionamiento tendrá una duración de treinta meses a realizarse entre 2024 y 2026.

El proyecto de extensión de vida de Atucha I le permitirá a la central operar por un nuevo ciclo de vida útil de 20 años.

Trayectoria de medio siglo

La Argentina ha sido pionera en América Latina en el uso de la energía nuclear. El país tiene una historia de 50 años de operación segura y eficiente en centrales nucleares de potencia.

“Esto es posible gracias a las continuas mejoras en materia de seguridad y al intercambio de información con otras plantas, con el objetivo de generar energía limpia y segura para el ambiente y, al mismo tiempo, contribuir a la lucha contra el cambio climático”, destacaron desde Nucleoeléctrica Argentina, la compañía que opera las centrales nucleares Atucha I, Atucha II y Embalse. La potencia instalada total de sus tres plantas es de 1.763 MW.

Sus actividades están sujetas a los más altos estándares de seguridad y se encuentran fiscalizadas a través de rigurosos controles tanto nacionales como internacionales, indicaron.

, Redaccion EconoJournal

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Vaca Muerta: cómo es el plan de la petrolera de Paolo Rocca para despegar Los Toldos II Este

Tecpetrol proyecta un plan a tres años para el desarrollo inicial de Los Toldos II Este en Vaca Muerta. En este caso, la petrolera estrella del shale gas apuesta por la producción de petróleo. La productora líder de shale gas, Tecpetrol va camino a potenciar su producción de petróleo en Vaca Muerta. Una de sus apuestas es el bloque Los Toldos II Este, donde proyectan alcanzar un pico de 15.000 barriles por día (bbl/d) en un plazo de cinco años. Para ello, llevarán a cabo un plan a tres años que incluye 15 locaciones multipozos (PADs), una Planta Central de […]

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Los detalles de la exploración de CGC en la Cuenca Austral

La compañía viene desarrollando una campaña de exploración en el sur del país. El tight gas como el horizonte de los proyectos. La Compañía General de Combustibles (CGC) está en el centro de la escena por los resultados del primer pozo shale en Palermo Aike. El gobernador de Santa Cruz, Claudio Vidal, adelantó que el 25 de marzo habría datos precisos sobre ese trabajo y consideró que la formación es la “gran esperanza” de la provincia. La compañía del holding Eurnekian es el séptimo productor de hidrocarburos del país y sigue marcando el rumbo en la Cuenca Austral. En el […]

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La Mina Veladero duplicó su vida útil por tres años y proyectó producción hasta 2034

Al cumplir un nuevo periodo de dos años de operación continua, como marca la ley vigente, la compañía Barrick – Shandong, que opera la Mina Veladero en Iglesia, presentó la novedad actualización de su Informe de Impacto Ambiental. El responsable de la reunión ante la Cieam fue Martín Colil, gerente de Medio Ambiente, y Marco Nuñez, gerente de Procesos. Esta exposición incluyó una proyección futura sobre el destino de las instalaciones que no se utilizan en el complejo minero, además de requisitos legales y técnicos hechos por la autoridad de aplicación en la etapa actual de la mina. Los acompañaron […]

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SCC Power finalizó la obra de conversión a ciclo combinado de la Central Térmica San Pedro

La conversión permitirá aumentar en un 25% la eficiencia energética de la central. La ampliación significó una inversión de 132 millones de dólares y brindó empleo local a más de 400 personas. SCC Power, compañía dedicada a la generación eléctrica, anunció la finalización de la expansión y conversión a ciclo combinado de la Central Térmica San Pedro, ubicada en la provincia de Buenos Aires. Según precisaron desde la firma: «Con esta ampliación, la empresa fortalece su camino hacia una mayor eficiencia energética al generar más electricidad de una forma más sustentable». Esta conversión permite aumentar la eficiencia energética de la […]

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Tres empresas ofertaron por la reversión de las plantas compresoras del Gasoducto Norte

Se trata de las propuestas abiertas hoy por la empresa Energía Argentina correspondientes a las empresas Esuco, Contreras Hermanos y Víctor Contreras. La obra permitirá llevar el gas de Vaca Muerta a las industrias de Córdoba, Tucumán, La Rioja, Catamarca, Santiago del Estero, Salta y Jujuy. La empresa estatal Energía Argentina recibió hoy lunes tres ofertas en la licitación pública internacional que lleva adelante para las obras de reversión de las cuatro plantas de compresoras del Gasoducto del Norte, una obra clave que avanza en distintos frentes y contra reloj para llevar el gas de Vaca Muerta a siete provincias […]

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Hacia una mirada “sustentable” de la relación provincia – empresa extractiva y comunidad originaria

Las actividades económicas extractivas de los recursos naturales que se desarrollan hoy en día en la Argentina, como por ejemplo la hidrocarburífera y la minera, siempre han tenido en algún punto una conexión con las comunidades y grupos poblacionales que habitan los territorios cercanos a las zonas de explotación. Entre las mencionadas comunidades, se encuentran los denominados pueblos originarios y criollos que ocupan actualmente el territorio argentino.

Los pueblos originarios son comunidades autóctonas que se reivindican como habitantes ancestrales de las tierras que habitan. Hace aproximadamente 30.000 años, diversas tribus y grupos provenientes de Asia y Oceanía cruzaron el estrecho de Bering y comenzaron a ocupar las tierras de Alaska y Norteamérica. Con el tiempo, fueron diseminándose y ocupando todo el continente americano. Así, comenzaron a formarse distintos pueblos con tradiciones y culturas propias. Por su parte, con la conquista de América muchos españoles comenzaron a asentarse y a habitar las nuevas tierras. Con el tiempo, nació el término “criollo” que se utilizaba para referirse a quienes habían nacido en América y eran descendientes de españoles.

En la República Argentina, gran parte de los pueblos originarios habitan en zonas rurales, alejados de los centros urbanos. Allí, conservan y practican no solo su cosmovisión cultural e histórica, sino su sistema tradicional del dominio y uso de tierras que conduce a la producción agrícola – ganadera minifundista, combinada con el trabajo artesanal según las posibilidades de comercialización de la zona.

Los derechos, garantías, obligaciones y propia existencia histórica de estas comunidades originarias se encuentran reconocidos y contemplados en el ordenamiento jurídico e institucional de la Argentina. Entre las normas más importantes se encuentran los incisos 17 y 22 del artículo 75 de la Constitución Nacional introducidos por la Reforma Constitucional del año 1994, los Convenios 107 y 169 de la Organización Internacional del Trabajo (OIT) incorporados a la normativa argentina, el artículo 18 del Código Civil y Comercial de la Nación, las Leyes nacionales 23.302 del año 1985 y 26.160 del año 2006, el Decreto PEN 700/2010 y las Resoluciones 4811/1996 y 328/2010.

Lucas Panno

En el orden provincial, las Constituciones del Chubut, Río Negro y Neuquén, también han reconocido, al igual que las normas mencionadas, la preexistencia e igualdad étnica y cultural de los pueblos originarios que habitan los territorios, en estos casos, provinciales. Cabe destacar que la provincia del Neuquén ha sido pionera en el manejo de las relaciones con los pueblos originarios que habitan su territorio, gracias a la presencia de una sólida estructura organizativa institucional nutrida de calidad técnica que busca lograr un entendimiento e integración de dichas comunidades a la vida socio económica provincial.

Propiedad de los recursos

Ahora bien, la implementación efectiva de los derechos de los pueblos originarios tal como refieren las normas antes mencionadas se enfrenta con innumerables obstáculos, trabas y resistencias, ya que el reconocimiento y respeto de la identidad cultural indígena suele entrar en colisión con instituciones jurídicas de occidente que muchas veces no logran comprender, asimilar ni incorporar la cosmovisión y forma de vida de estos pueblos originarios.

En materia de propiedad de los recursos naturales, la cosmovisión de los pueblos originarios difiere de la normativa nacional y de la gran mayoría de los países latinoamericanos (dominio regalista) ya que se asemeja más a la de los países del Commonwealth (dominio por accesión). Esto genera conflictos de difícil solución ya que se plantea el problema del dominio de los recursos por el Estado Nacional o provincial según corresponda, versus dominio de los recursos por parte de las comunidades originarias. Por otra parte, surgen conflictos entre el Estado Nacional y las provincias por el manejo de las cuestiones vinculadas con los pueblos originarios y sus aspiraciones.

Las actividades de explotación hidrocarburífera y minera no escapan a esta realidad y consecuente choque de culturas e intereses, donde una de las partes resulta ser las comunidades originarias que habitan las zonas cercanas al área de explotación mientras que la otra el gobierno provincial y las propias empresas extractivas. En algunos casos, dichas relaciones son cordiales, pero en otros, de tensión generando puntos de conflicto. Estos conflictos pueden ser legítimos o ilegítimos y resolverse en el ámbito privado, mediante herramientas de entendimiento mutuo, o en el ámbito jurisdiccional con la intervención del Estado a través del Poder Judicial nacional o provincial.

Lo cierto es que los pueblos originarios que habitan la República Argentina tienen una cosmovisión, prácticas y concepción de la propiedad privada y de la gestión de los recursos naturales distintas de las de los demás habitantes del territorio nacional o provincial. Esto muchas veces genera puntos de conflicto de difícil solución. Cabe destacar que la mayor parte de sus miembros se integran con el resto de la sociedad y a la vida socioeconómica provincial. Sin embargo, existen grupos minoritarios fuertemente ideologizados y convenientemente organizados que aspiran a objetivos que colisionan fuertemente con los de las demás partes, haciendo que la convivencia y la conciliación de intereses se torne muy difícil, cuando no imposible.

Ello hace que muchas veces sectores más radicalizados de estas comunidades originarias recurran a vías de hecho que impactan negativamente a nivel nacional, provincial, social y económico, generando una merma y dificultades en el desarrollo de la propia producción minera o hidrocarburífera. Por lo general, estas vías de hecho impulsadas como mecanismo de solución de la problemática planteada culminan en conflictos que obstruyen y paralizan las propias etapas de las fases productivas hidrocarburíferas y mineras.

Reclamos

Entre los reclamos más comunes que formulan las comunidades originarias respecto de las explotaciones mineras e hidrocarburíferas en territorio argentino, se encuentran las demandas realizadas con miras al efectivo cumplimiento del denominado derecho de “consulta previa”. Este instituto ha sido establecido en las mencionadas Convenciones de la OIT e incorporado por la normativa argentina como un derecho humano de titularidad colectiva, que posibilita a las comunidades originarias poder ser escuchadas en forma previa a la toma de decisiones gubernamentales (aprobación de proyectos mineros o hidrocarburíferos) que puedan afectar positiva o negativamente el ejercicio pleno de sus derechos colectivos. No debe confundírselo con el derecho de participación ciudadana que corresponde a todas las personas humanas que habitan el territorio argentino.

En estos casos, muchas veces el consenso se hace inviable y el conflicto escala al punto de no quedar otra opción más que requerir la intervención del Poder Judicial como medio de solución. En el campo de las actividades hidrocarburíferas y mineras existen diversos antecedentes de resoluciones judiciales de conflictos suscitados entre provincias, empresas y comunidades originarias respecto del derecho de “consulta previa”.

El más reciente de ellos fue la sentencia interlocutoria  de fecha 13 de marzo del corriente año 2024 dictada en autos caratulados: “GUITIAN, Román E. c/ PODER EJECUTIVO NACIONAL Y OTRO s/ Acción de Amparo Ambiental” (Expediente Nº 054/2022) de la Suprema Corte Provincial de Catamarca que hizo lugar a una acción de amparo ambiental presentada por la Comunidad Originaria Atacameños, ordenando detener la actividad minera del “Salar del Hombre Muerto” hasta tanto se realizara un estudio de impacto ambiental integral, acumulativo e interjurisdiccional de los proyectos mineros de litio en la zona y se cumpliera con el debido derecho de consulta previa y participación, en todas las etapas, de la Comunidad Originaria accionante.

Ahora bien, lo cierto es que la interrelación con los pueblos originarios es una realidad insoslayable y constante en la dinámica de la actividad minera e hidrocarburifera argentina. También, su propia cosmovisión y, en función de ella, sus demandas y reclamos. Por ello, se encuentra a cargo de las partes (autoridades gubernamentales/empresas extractivas y miembros de las comunidades) elegir entre una realidad de consenso o de conflicto.

En función de ello, se considera que una mirada “sustentable” sería el medio más razonable para darle solución a este tipo de pujas y conflictos entre comunidades originarias y provincias productoras/empresas extractivas ello en torno a la explotación de los recursos naturales hidrocarburíferos y mineros.

¿Qué debería entenderse por medida de solución “sustentable”?

La solución “sustentable” implica la búsqueda necesaria de un medio de solución de conflicto que de alguna manera conlleve a un entendimiento mutuo, beneficie a ambas partes (provincias/empresas y comunidades originarias) y pueda ser mantenido en el tiempo y aplicado de forma constante.

Así, se considera que dicha sustentabilidad debería tener como eje tres pilares fundamentales:

 1) por aplicación del principio constitucional del Federalismo de Cooperación, Concertación e Integración que debe tenerse siempre en cuenta y ser aplicado en toda cuestión y conflicto suscitado en territorio argentino; se considera que los reclamos y conflictos suscitados entre comunidades originarias y provincias productoras/empresas extractivas deberían ser abordados siempre desde una mirada de consenso y diálogo constructivo entre las partes como herramienta de entendimiento mutuo;

2) las partes deberían asumir como premisa básica que el desarrollo de la política hidrocarburífera y minera argentina no debería verse afectado, comprometido, ni mucho menos paralizado por reclamos y vías de hecho de las comunidades originarias;

3) que todo conflicto que no pueda ser resuelto por las partes mediante el diálogo constructivo, consenso y negociación mutua, deberá ser sometido e irremediablemente resuelto por el Poder Judicial, conforme lo establece la normativa argentina.

Todo ello en resguardo de la explotación de recursos vitales y estratégicos, como lo son el hidrocarburífero y el minero, que posibilitan el desarrollo y bienestar  integral de la República Argentina.

, Lucas Panno

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Un día antes de dejar el cargo, Suárez negó una solicitud de YPF

Este lunes se publicó en el Boletín Oficial de Mendoza un decreto del 8 de diciembre de 2023 firmado por el gobernador Rodolfo Suárez y el ministro de Energía, Enrique Vaquié. Rechazó un pedido de YPF para ampliar los límites de una zona del sur de Mendoza. La petrolera de bandera había pedido la ampliación de la superficie original de la concesión Cerro Morado Este, «incorporándose 104 km2 adicionales hacia el noroeste, dentro del Lote de Evaluación Chachahuén Sur», argumentando que «el yacimiento se extiende por fuera de los límites originarios», según surgiría de estudios realizados por la empresa en […]

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Neuquén y ONU abrieron su agenda de trabajo conjunto

Integrantes de las agencias UNOPS, ONU Mujeres y de la Oficina de la Coordinadora Residente, visitan la provincia en una misión para reabrir la agenda de trabajo en temáticas ligadas al desarrollo de infraestructura y la implementación de la perspectiva de género en las políticas públicas. El ministro Jefe de Gabinete, Juan Luis Ousset, encabezó el encuentro donde se presentó el equipo de trabajo. Acompañado por la secretaria de Planificación y Vinculación, Leticia Esteves, recibió a una comitiva de la Organización de las Naciones Unidas (ONU), integrada por representantes de las agencias UNOPS y ONU Mujeres, y la Oficina de […]

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

El proyecto de Ley Ómnibus, tanto el original como la nueva versión que enviará el gobierno al Congreso, habilita al Poder Ejecutivo a modificar, transformar, unificar, disolver, liquidar o cancelar fondos fiduciarios, entre los que figura el destinado a subsidiar los consumos residenciales de gas en varias provincias. El autor analiza el régimen vigente, cuestiona la ampliación concretada en 2021 y formula una propuesta para rediseñarlo. Entre los temas incorporados por el Gobierno Nacional en su proyecto de Ley Ómnibus, tanto en la primera versión como en la nueva que será presentada en el Congreso, figura el de los fondos […]

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CAEM aclara que el fallo judicial en Catamarca no afecta la minería de litio en curso en el Salar del Hombre Muerto

La Cámara Argentina de Empresas Mineras (CAEM) aclaró que el fallo de la justicia de Catamarca que suspende el otorgamiento de nuevos permisos mineros para la explotación de litio en el Salar del Hombre Muerto “no se refiere a las actividades productivas en curso”. En este salar, compartido entre Catamarca y Salta, se encuentran alrededor de 10 proyectos de litio en las etapas de exploración avanzada y producción.

La semana pasada la Corte de Justicia de Catamarca hizo lugar parcialmente a una medida cautelar y ordenó al Ministerio de Minería provincial a realizar un estudio ambiental acumulado integral en el Salar del Hombre Muerto y la cuenca del río Los Patos, una de las zonas con más recursos litíferos del país.

Desde CAEM señalaron en un comunicado que el fallo “no se refiere a las actividades productivas en curso, dado que los proyectos de litio que se están desarrollando, ya sea los que están produciendo como aquellos en etapas previas, han cumplido con todos los requerimientos de las leyes en temas ambientales y han obtenido todos los permisos y autorizaciones correspondientes”.

“Con el litio, nuestro país cuenta con la posibilidad de potenciar las economías provinciales del Noroeste Argentino (NOA), a través de una producción responsable en lo ambiental y lo social”, enfatizó CAEM.

, Redaccion EconoJournal

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Torres recorrió el sitio donde se emplazarán las plantas compresoras de gas

El Intendente Miguel Angel Gómez recibió al Gobernador Ignacio «Nacho» Torres y al Intendente de Esquel Matias Taccetta, quienes junto a los trabajadores de la planta compresora Camuzzi Gas del Sur, recorrieron las instalaciones de la misma, donde se instalaran dos motores de compresión que estuvieron abandonadas en Rosario durante seis años, para así asegurar la extensión del suministro de gas en la región. «Esta iniciativa es parte de un acuerdo innovador entre tres provincias para financiar una obra que originalmente debía ser responsabilidad del gobierno nacional», explicó Torres. «La firma de este convenio y la instalación de estas plantas […]

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ExxonMobil anuncia nuevo descubrimiento en Guyana

ExxonMobil Guyana anunció un descubrimiento en Bluefin en el bloque Stabroek frente a la costa de Guyana, el primer descubrimiento de la compañía en 2024. El pozo Bluefin encontró aproximadamente 197 pies (60 metros) de arenisca que contiene hidrocarburos y fue perforado por el buque perforador Stena Drillmax en 4244 pies (1294 metros) de agua. El pozo Bluefin está ubicado aproximadamente a 8,5 kilómetros al sureste del pozo Sailfin-1, en la parte sureste del bloque Stabroek. “Nuestro programa de exploración continúa mejorando nuestra comprensión del potencial del bloque para impulsar un desarrollo viable de petróleo y gas. Este último hallazgo […]

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Río Negro no descarta llevar a la Justicia el manejo de las represas

La secretaria de Energía de Río Negro, Andrea Confini, manifestó que si la Nación no convoca al diálogo sobre el manejo de las represas, la Provincia podría ir a la Justicia, mientras que destacó que la ley aprobada por la Legislatura y que regula las concesiones hidroeléctricas “viene a defender los recursos que nos son propios”.

Recordó que “a partir del año 1994, con la modificación de la Constitución Nacional, los recursos naturales pasaron a ser propiedad de las provincias, pero parece que al gobierno actual le cuesta entenderlo” e insistió en que “si no se nos convoca a un diálogo -que actualmente no existe- vamos a judicializarlo”.

Según replicó ADN Río Negro, Confini afirmó que “si bien el contrato de concesión de las hidroeléctricas se inició previo a la reforma constitucional y actualmente está vencido, entendemos que una manera de defender nuestros recursos es poniéndoles un valor”.

“Las represas están altamente amortizadas”, dijo la titular de Energía y aseguró que “nosotros tenemos experiencias e Hidronor ha demostrado que puede construirlas y mantenerlas” e indicó que “creemos que estamos en condiciones de hacerlo también con Neuquén”.

No obstante aclaró que “no pretendemos ser únicamente sus administradores, sino también deseamos sumar al Estado nacional”. “Consideramos que no todas las actividades públicas son ineficientes”, pero puntualizó que “no vamos a regalar el recurso” y cuestionó que “lo que nos liquidan por regalías hidroeléctricas no es justo para las provincias”.

“El recurso más preciado, el agua, con el que se genera la energía eléctrica, es nuestro. Y el agua vale…y mucho. Nosotros, como rionegrinos, la vamos a hacer valer”, afirmó.

Al ser consultada por Quórum sobre las versiones que indican que ENARSA manejaría las represas, para privatizarlas luego, Confini adelantó que “hemos enviado una carta documento a la Nación y a los futuros concesionarios para advertir que cualquier actividad o decisión que se tome debe ser previamente consultada con las provincias”.

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Nissan y Honda analizan aliarse para enfrentar la competencia global por los autos eléctricos

Nissan Motor está considerando establecer un acuerdo de colaboración con su rival Honda, según fuentes de la empresa citadas este miércoles por TV Tokyo. Si se concreta esta alianza entre la segunda y la tercera empresa más grande de Japón, es probable que haya un impacto importante en el futuro del sector automotriz.

Si bien no se informó oficialmente cuáles serían los alcances de este acuerdo, trascendió que el eje se relaciona con establecer sinergias para hacer más eficientes los enormes costos que implica el desarrollo y la producción de vehículos eléctricos.

Este mercado enfrenta una muy dura competencia, donde hay protagonistas fuertes como la estadounidense Tesla y la china BYD.

Según las fuentes reproducidas por las agencias de noticias, Nissan celebró una reunión de su junta directiva el lunes 12 y decidió comenzar a considerar la colaboración con Honda con la firma de un memorando de entendimiento no vinculante.

Aún no se han decidido las áreas en las que las dos empresas colaborarán, pero es posible que sea en el desarrollo de tecnología, la producción y la adquisición de piezas.

Se estima además que Honda puede contribuir en términos de desarrollo tecnológico y producción colaborando con Nissan, que está liderando el desarrollo de vehículos eléctricos.

Sin embargo, Honda no ha decidido considerar formalmente la colaboración por lo que se cree que el resultado de las negociaciones aún es incierto.

Automotrices recortan producción en China

Mientras la alianza entre Nissan y Honda sigue en estudio, ambas compañías tomaron recientemente una decisión que encolumna sus intereses: estudian reducir su producción en China ante la dura competencia de BYD y otros fabricantes de vehículos eléctricos, según informó el diario Nikkei.

Nissan podría reducir la producción anual en el mayor mercado automovilístico del mundo hasta en un 30%, o unos 500.000 autos, mientras que Honda contempla un recorte del 20%, a cerca de 1,2 millones de vehículos, según Nikkei.

Un portavoz de Nissan dijo a Reuters que el contenido del informe no es cierto, sin dar más detalles. A la vez, un vocero de Honda dijo que no había decidido reducir la producción a cerca de 1,2 millones de vehículos en China, declinando hacer más comentarios.

Nissan está reorganizando las bases de producción con sus socios chinos y tratando de utilizar el exceso de capacidad para producir autos destinados a la exportación a otros países de Asia, según Nikkei.

Las ventas de Nissan, tercer fabricante de automóviles de Japón por volumen, cayeron un 16,1% en China el año pasado, hasta menos de 800.000 vehículos, según datos de la empresa.

Las de Honda, el mayor fabricante de automóviles de Japón después de Toyota Motor, se redujeron en torno a un 10% en China, hasta los 1,2 millones de vehículos durante ese periodo, según sus datos.

La aparición de marcas chinas de rápido crecimiento ha llevado a sus rivales extranjeros a perder cuota de mercado en China.

Nissan tiene ocho fábricas en el país a través de una empresa conjunta con Dongfeng Motor. Honda tiene cuatro plantas en China a través de una asociación con el Grupo GAC que se remonta a fines de los años 90, y otras tres fábricas a través de otro acuerdo con Dongfeng que creó en 2004.

En China, el gigante de los vehículos eléctricos BYD no da tregua a sus competidores por el mercado local. Puso más leña al fuego de una brutal guerra de precios al rebajar un 5% el precio de su automóvil más barato, el compacto Seagull, cuyo precio quedó en 69.800 yuanes (9.700 dólares).

BYD se ha convertido en un vendedor implacable en la guerra de precios que Tesla inició el año pasado en el mayor mercado automotor del mundo. Esa agresiva postura le ha ayudado a desbancar a su rival estadounidense como mayor vendedor mundial de vehículos eléctricos, aunque la mayoría de los coches de BYD se venden en China.

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Últimas entradas disponibles para Future Energy Summit Central America & the Caribbean

Enormes expectativas por anuncios del sector público y privado del sector energético en un nuevo evento de Future Energy Summit (FES). Más de 500 personas ya adquirieron su entrada.

Este encuentro, que se caracteriza por ser el más convocante de profesionales de las energías renovables en la región, se desarrollará este 20 y 21 de marzo en el Hotel Intercontinental Real Santo Domingo.

Se prevé la participación de 75 disertantes en más de 10 paneles de debate y ponencias destacadas que profundizarán temas de relevancia para una transición energética con base en renovables.

Es así que el debate versará sobre el panorama de PPAs y licitaciones de largo plazo; generación distribuida y microrredes; financiamiento para nuevos proyectos, nuevos reglamentos de almacenamiento, entre otros.

Sungrow, JA Solar, Huawei, Chint y Seraphim son cinco gigantes de la industria fotovoltaica que confirmaron su participación como Platinum y Diamond partner. Y no fueron las únicas empresas en verse atraídas por el alto potencial en negocios vinculados a proyectos fotovoltaicos.

Trina Solar, EGE Haina y Solis asistirán como Gold Partner; Ennova, LONGi y GCL como Silver Partner; y, como Bronze Partner, Risen Energy, Runergy, AESOLAR, S-5!, Deetken Impact, SL Rack, Astronergy y Schletter.

Aquello no sería todo. Además, dirán presente Jinko Solar, Acciona, Elecnor, NFS, Honetwell Aggreko, Total Logistics Solutions (TLS), UL Solutions, FMO, Telener 360, Total Energies, Marsh, Wartsila y AES Dominicana.

No se pierda la oportunidad de ser parte de este megaevento de FES, donde además de referentes del sector privado ya confirmaron su asistencia autoridades de gobierno.

El sector público estará representado por los principales tomadores de decisión del Ministerio de Energía y Minas (MEM), la Comisión Nacional de Energía (CNE), la Superintendencia de Electricidad (SIE), la Empresa de Transmisión Eléctrica Dominicana (ETED), el Centro de Exportación e Inversión de República Dominicana (Prodominicana) y más.

También, asistirán altos representantes de gremios civiles y empresarios como la Asociación Hondureña de Productores de Energía Eléctrica (AHPEE), Asociación para el Fomento de Energías Renovables (ASOFER), Asociación Nacional de Jóvenes Empresarios (ANJE), Cámara Panameña de Energía Solar (CAPES), Mujeres de Energía Renovable en República Dominicana (MER-RD), Mujeres en Energía Renovable Latinoamérica (MERL), Asociación de Distribuidoras de Energía Eléctrica Latinoamericanas (ADELAT), Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (ACERA), Organización Latinoamericana de Energía (OLADE) y más.

Adquiera su entrada para acceder al megaevento Future Energy Summit Central America & The Caribbean el próximo 20 y 21 de marzo en el Hotel Intercontinental Real Santo Domingo.

Conozca a los Speakers confirmados:

Antonio Almonte – Ministro de Energía y Minas – República Dominicana
Guido Gubinelli – Director Periodístico – Energía Estratégica
Edward Veras – Director Ejecutivo – Comisión Nacional de Energía
Martín Robles – Administrador General – Empresa de Transmisión Eléctrica Dominicana (ETED)
Aura Caraballo – Member of the Administrative Council – Superintendencia de Electricidad
Omar Vega – Asesor Senior de Asuntos Energético – Puerto Rico
Álvaro Villasante – Vicepresidente de Gestión de Negocios e Innovación – Grupo Energía Bogotá
Gonzalo Feito – Latam Director – Sungrow
Fernando de la Vega – Country Manager – TotalEnergies Renewables Dominicana
Hancel Marte – FusionSolar Business Development Manager – Huawei Digital Power
Mónica Lupiañez – Managing Director, Head of Renewables – InterEnergy Group
Ricardo Estevez – BD Manager – EGE Haina
Luis Gonzalez – KAM Colombia y Centroamérica – Sungrow
Karla Martínez – Gerente de Asuntos Regulatorios – CMI Energía
Edy Jiménez – Vicepresidente Comercial – AES Dominicana
María Urrea – Head of Sales Colombia, Central America & The Caribbean – JA Solar
José Luis Blesa González – Director Latin America – Seraphim
Manuel San Pablo – Gerente General – Organismo Coordinador del Sistema Eléctrico Nacional
Alfonso Rodríguez – CEO – Soventix Caribbean
Héctor Nuñez – Colombia, Mexico, C.A & Caribbean, Head of Sales – Sungrow
Sergio Rodríguez – Chief Technology Offi cer – Solis
Vicente Walker – Head de Trina Storage LAC – Trina Solar
Rodrigo Sotelo – Sr. Sales Utility Manager Mexico and Dominican Republic – Longi
Vandy Ferraz – LATAM Product Manager – Risen
Rafael Burgos – CEO – Ennova
Oscar Rubio – Sales Manager Ibérica & Latam – SL Rack
Jose Montoya – Sales Manager – AE Solar
Luis Durand – Director Regional Ventas México, Centroamérica y el Caribe – Runergy
Juan Carlos Fuentes – International Business Director LATAM & Europe – S-5! Latam
Alejandro Ramos – Sales Director Spain & Latam – Schletter
Luis Miguel Gómez – Sales Manager CA Área – GCL
Kathy Ardila – Commercial Manager – Future Energy Summit
Marta Mieres – Global Business Dev. Director Renewables & Energy Storage – Honeywell
Roberto Lares – Business Development Manager y Managing Director – Wärtsilä Colombia
Fernando Zuñiga – Managing Director Latam – MPC Energy Solutions
Ricardo Palacios – Sales Director CCM – Jinko Solar
María Victoria Casanovas – Team Leader – Future Energy Summit
Maria Esparza – Business Development Manager – Aggreko Panamá
Luis Rafael Ordóñez Segura – CEO – Telener 360
Luigi Zenteno – Senior Sales Executive, LATAM – UL Solutions
David Peña – LAC Regional Business Development Leader Power & Renewables – Marsh
Ricardo Estevez – BD Manager – EGE Haina
Ignacio Lucas – Business Development Director CA&C – AES
Paola Pimentel – Presidenta – MER RD
Rafael Velazco – CEO & Founder – Raveza
Marvin Fernández – Presidente – ASOFER
Marco Ricci – Latam Sales Manager – Solis
Juan Camilo Navarrete – Regional Sales Director South America – Astronergy
Manuel Cabral – Vicepresidente Ejecutivo – ADIE
Mariel Alfau – Gerente Desarrollo de Negocios – Soventix Caribbean
Biviana Riveiro – Directora Ejecutiva – ProDominicana
Milton Morrison – Gerente General – Edesur
Michelle Abreu – Miembro de Junta Directiva – MER RD
Alonso Butron – Gerente Regional – BAUR GmbH
Fernando Diaz – Gerente de Ventas – TDP Dominicana
Fernando Alvarado – CEO – Deetken Impact
Angie Salom – Manager Energy Latin America & Caribbean – FMO
Carlos Nieto – VP Riesgos Generales – ROS & Asociados
Rubén Jiménez – CEO y Vicepresidente Consejo de Administración – Seguros APS
Gustavo Vergara – CIO – GP Capital Partners
Victor Saldaña – Sales Manager Central America – JA Solar
Álvaro Vergara – Vocal – ASOFER
Nicholas Serrano – Technical Manager Latam – Seraphim
Karla Martinez – Presidenta – AHPEEHN (Honduras)
Marisol Neira – LatAm Key Account Director – ZNShine PV-Tech
Rafael Orlando Gómez – Viceministro de Energía – República Dominicana
Pablo Sáenz Camón – Associate Director– AtZ Investment Partners
Diomedes Quijano – CTO en Centroamérica y Caribe – Huawei Digital Power
Andrés Astacio – Superintendente de Electricidad
Cheng Peng – Chairman of Board – JSolar
Harold Steinvorth – Head de Generación Distribuida para Latam – Trina Solar
Augusto Bello – Asesor Energético Privado – AABI
Katherine Rosa – Socia de Energía y Financiamiento de Proyectos – Jiménez Peña Advisors
Carlos Cabrera – Vicepresidente Ejecutivo– Servinca
Luis Felipe Lerebours – Country Manager República Dominicana – BAS Corporation

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Mandarano: “Con un marco estable, se pueden dar condiciones para que el privado invierta en transmisión”

El mega evento Future Energy Summit (FES) Argentina contó con una vasta agenda de ponentes que trataron de cerca a los principales temas que atraviesan al sector energético del país. 

YPF Luz, empresa ​con diez años de trayectoria en generación y transición energética que cuenta con 500 MW renovables instalados, formó parte del primer panel de debate de la cumbre a través de su CEO, Martín Mandarano. 

Uno de los principales focos estuvo puesto en las tendencias para una mayor participación de las renovables en la matriz y el rol que podrían tener las compañías ante una nueva etapa del mercado y los nuevos esquemas para la construcción de proyectos que prevé el gobierno de Javier Milei. 

“El desafío es el financiamiento de largo plazo, generar alternativas nuevas de innovación e incluir tecnología en la transmisión, que es un punto a explorar por parte de los generadores y jugadores privados para viabilizar el desarrollo de la propia generación como de la demanda”, subrayó. 

“Con un marco estable se pueden dar condiciones para que los privados invirtamos en transmisión. Pensamos en tecnologías de corriente continua para explorar el mercado y traer grandes volúmenes de energía desde un punto a otro del sistema eléctrico”, afirmó. 

Es preciso recordar que desde la Secretaría de Energía de la Nación ya reconocieron que, para las interconexiones regionales el Estado Nacional está considerando instrumentar mecanismos de iniciativa privada que procuren la inversión en un esquema de competencia internacional. Mientras que las inversiones de transporte de jurisdicción provincial, quedarían en manos de los propios gobiernos locales

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.

A ello se debe añadir que el Poder Ejecutivo de Argentina pretende aplicar un Régimen de Incentivos para Grandes Inversiones (RIGI) a través de la Ley Ómnibus o de un proyecto legislativo presentado por un diputado oficialista. Y el valor mínimo de inversión en activos computables sería de USD 200.000.000 (el Ejecutivo no podrá bajarlo de los USD 50.000.000), mientras que el importe máximo rondaría los USD 900.000.000

De todos modos, Mandarano planteó que algunos proyectos de YPF Luz no entrarían bajo ese mecanismo, pero no se descarta que el RIGI sea la llave que articule las inversiones en H2V y cualquier tecnología para fomentar las energías verdes. 

“Igualmente las renovables pueden volar solas, no necesitan incentivos. Si hay un mercado competitivo, competiremos libremente sin que uno se beneficie en pos del otro, ya que incentivos con competencia es inviable”, aclaró. 

“Pero más allá de ello debemos tener cuidado con el vencimiento de la Ley N° 27191 (20%  participación renovable en la cobertura de la demanda eléctrica al 31 de diciembre del 2025), ya que hay una estabilidad fiscal en la que las autoridades provinciales o municipales no deberían tocar ningún impuesto o tasa. Por lo que considerando que vence en 2025, creemos que el régimen lo incorporará”, agregó.

Viabilidad de nuevas tecnologías

Otro de los ejes del primer panel de debate del evento FES Argentina fue el desarrollo de sistemas de almacenamiento de energía o proyectos de hidrógeno verde, a lo que el CEO de YPF Luz aún no le ve un futuro cercano muy claro. 

“Argentina necesita energía eficiente y económica para el desarrollo industrial, con lo cual difícilmente en el corto plazo se puedan explorar otras tecnologías distintas a la solar y eólica, que son competitivas y que incluso se puede seguir bajando el precio”. 

“En lo que respecta a baterías, si vamos a un mercado de alta competencia, salvo que haya una remuneración adicional por servicios especiales, no la vemos económicamente competitiva (…) Y en hidrógeno no lo vemos para el país, hay potencial del eólico del sur y de los puertos para exportar al otro lado del mundo, que quiere pagar o tiene costos energéticos más caros que los nuestros, con lo cual es bueno explorar y desarrollar el negocio del amoníaco verde”. 

Es decir que el H2V se observa como un “paso posterior” y en ese sentido, YPF Luz ya firmó un acuerdo de entendimiento con Posco, una de las principales productoras surcoreanas de acero a escala mundial. Acuerdo que incluye la exploración del desarrollo de renovables e inversiones en el país, tratando de viabilizar un proyecto de exportación de hidrógeno y amoníaco verde. 

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Exclusiva: Greenwood Energy impulsa un portafolio de más de 500 MW en Colombia, Panamá y República Dominicana

Greenwood Energy, empresa dedicada a desarrollar, financiar, construir y operar plantas de generación eléctrica en Latinoamérica, avanza con proyectos de triple impacto económico, medioambiental y social en plazas estratégicas de la región.

“Estamos avanzando con un portafolio de proyectos en desarrollo y construcción superior a los 500 MW en Colombia, Panamá y República Dominicana”, declaró Guido Patrignani, CEO de Greenwood Energy.

En la actualidad, Greenwood Energy se encuentra enfocada en dos unidades de negocio; la primera consiste en plantas solares a gran escala cuya estructuración incluye alianzas con entidades educativas, instituciones sociales y comunidades indígenas, en donde además de generar energía limpia, se contribuye a la financiación de estos aliados dedicados al desarrollo social y la preservación ambiental.

“En 2023, hemos comenzado a materializar la serie ‘Reimaginando el Desarrollo’ mediante el inicio de construcción de los primeros 40MW en Panamá, siguiendo con otros 50MW en Colombia en el primer semestre de 2024. En el presente año, también continuaremos avanzando en el desarrollo de 250MW adicionales de esta serie, distribuidos entre Panamá y Colombia”, precisó el ejecutivo.

La otra unidad de negocio de Greenwood Energy es la Generación Distribuida con clientes industriales, comerciales e institucionales, en donde además de generar ahorros en sus costos de energía y aumentar la confiabilidad eléctrica, se añaden soluciones específicamente diseñadas para atender otras problemáticas que afectan al cliente.

“Destacamos nuestra solución integral para proveer energía, seguridad y data a las empresas de telecomunicaciones que buscan robustecer la confiabilidad de sus torres de transmisión BTS, con plantas solares de 1MW distribuidas en zonas suburbanas que ayudan a fortalecer las redes de distribución de zonas críticas, y la generación distribuida para edificios públicos y privados”, explicó.

Y añadió: “En 2024, estimamos comenzar la construcción de aproximadamente 30 MW de este tipo de soluciones, tanto en Colombia como en República Dominicana”.

‘Reimaginando el Desarrollo’

Con el inicio de construcción de ɅLMɅ MɅTER en Panamá (40MWp) en 2023, y la reciente aprobación de la Licencia Ambiental del primer sitio de TERRɅ INITIɅTIVE en Colombia (52MWp) que permitirá iniciar su construcción en el próximo trimestre, Greenwood Energy se encuentra avanzando satisfactoriamente hacia el cumplimiento de los objetivos establecidos en su plan de expansión regional.

Según explicó Guido Patrignani, CEO de Greenwood Energy, ɅLMɅ MɅTER es un programa educativo solar, el cual a través de 40MWp de energía limpia, la Universidad de Panamá reducirá sus costos de energía, en tanto también recibirá un ‘Fee Educativo’ por kWh generado para la financiación de programas de I+D, becas, cursos de energía renovable, pasantías, adquisición de equipos de laboratorio, y mucho más.

Entre otros beneficios asociados a ɅLMɅ MɅTER, también se ha incluido la transferencia de la planta solar a la Universidad luego de los primeros 20 años de operación de la misma, contribuyendo al fortalecimiento de las finanzas de la universidad más grande de Panamá con un activo valioso y sostenible.

Por su parte, TERRɅ INITIɅTIVE se basa en una alianza corporativa-indígena con el Pueblo Arhuaco de la Sierra Nevada de Santa Marta, Colombia, la cual consiste en el despliegue de 156MWp distribuidos en distintos sitios en donde además de plantas solares a gran escala se construirán nuevos pueblos indígenas.

Se estima un total de seis plantas solares y tres pueblos indígenas como parte de TERRɅ INITIɅTIVE, los cuales estarán distribuidos de forma combinada en los diferentes sitios del proyecto. Las plantas solares se conectarán al Sistema Interconectado Nacional y venderán su energía a comercializadores a través de la red eléctrica, en tanto el Pueblo Arhuaco recibirá un ‘Fee Ambiental’ por kWh generado que servirá para financiar su programa de adquisición de tierras para preservación.

Luego de los primeros 25 años de operación de cada planta solar de TERRɅ INITIɅTIVE, serán transferidas a la comunidad Arhuaco para su administración y operación, para lo cual Greenwood Energy adelantó que entrenará previamente a la comunidad en todas las actividades requeridas para una gestión exitosa de los activos solares.

Expansión, flexibilidad y equidad como pilares del negocio

Hace un mes, Greenwood Energy llevó a cabo la cumbre de planeación estratégica de su empresa y según comentó su CEO ésta incluye no sólo ampliar su parque de generación, sino también diversificar su equipo de trabajo en oficinas mejores y más grandes.

“En esta última reunión, por ejemplo, uno de los principales temas fue la flexibilidad que hoy en día las empresas deben ejercitar en la región, dado que América Latina se encuentra evolucionando a un ritmo acelerado y asimétrico en materia energética, y las compañías del sector deben navegar una dinámica de constante cambio en términos de mercado y regulaciones”, introdujo Guido Patrignani, CEO de Greenwood Energy.

Y continuó: “En los últimos meses, hemos logrado duplicar nuestra fuerza laboral con foco en el liderazgo femenino, habiendo alcanzado este mes la marca del 50% de participación de mujeres en nuestra compañía.

También hemos triplicado nuestra superficie de oficinas en Panamá, y hemos consolidado equipos en Bogotá y Santo Domingo, aumentando a su vez los que ya teníamos establecidos en la ciudad de Panamá, Barranquilla y Chiriquí”.

Contar con equipos globales, cuyos miembros se encuentran distribuidos en distintos países trabajando de forma sincronizada, ha sido una de las estrategias que mejores resultados ha reportado a la compañía, ya que promueve el intercambio de conocimientos y experiencias regionales, y facilita una gestión eficiente de recursos, reasignándolos de acuerdo con el ritmo de cada proyecto y los cambios de cada país.

“Dada la naturaleza y configuración de Greenwood Energy, nos sentimos muy a gusto con la actual dinámica regional, pero eso no quita que debamos reafirmar sistemáticamente la necesidad de mantenernos flexibles y ajustar las velas de forma constante para alcanzar los objetivos preestablecidos”, concluyó el CEO de Greenwood Energy.

La capacidad y velocidad de adaptación de las empresas se ha vuelto crucial en el actual escenario global, y Greenwood Energy ha podido confirmar empíricamente que una estructura dinámica y flexible es fundamental para garantizar una operación resiliente que logre convertir en combustible los constantes cambios que se van presentando.

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Con nuevo nombre, ABO Energy ratifica su pipeline de proyectos renovables en Argentina

La transición hacia una matriz energética más sostenible es un imperativo global y Argentina no es ajena a este movimiento. 

Esa premisa se vio reflejada en el mega evento Future Energy Summit (FES) realizado en Argentina donde más de 400 referentes del sector y más de 50 empresas, asociaciones y diversas entidades de la industria energética debatieron sobre oportunidades y nuevos negocios e inversiones sostenibles en el camino de la transición energética regional. 

Uno de ellos fue Mariano Panelli, Business Development Manager de ABO Wind, quien  destacó la decisión de la empresa de cambiar su nombre a ABO Energy para reflejar mejor su enfoque integral en proyectos de energía solar, almacenamiento en baterías e hidrógeno verde. 

Este cambio de identidad no solo representa una evolución en la estrategia de la compañía, sino también su firme convicción en el potencial de estas tecnologías para transformar el sector energético argentino.

Durante el panel “Desarrollo de grandes proyectos: el futuro de la eólica, fotovoltaica e hidrógeno”, Panelli ratificó su porfolio renovable y la huella significativa que ha dejado la compañía en la Argentina.

 “Desde su llegada al país en 2006, la empresa ha sido pionera en proyectos eólicos, desarrollando y comercializando con éxito aproximadamente 550 MW de energía eólica. Actualmente, mantiene un pipeline de proyectos que suma alrededor de 1800 MW entre solares y eólicos, algunos destinados a licitaciones y otros al MATER”, señala.

En efecto, el experto advirtió que ABO está atenta a las oportunidades que surgen tanto de licitaciones como del MATER. A corto plazo, la empresa está preparada para competir por aproximadamente 1000 MW de capacidad recientemente anunciados por CAMMESA en los Anexos III. Sin embargo, a mediano plazo, persisten desafíos relacionados con el transporte y las condiciones regulatorias y macroeconómicas en Argentina.

Fuerte apetito por invertir en hidrógeno verde en Argentina

Además, señaló que están posicionándose como un actor clave para el futuro del hidrógeno en el país para aprovechar el potencial de este recurso como una alternativa limpia y renovable en el mercado energético argentino.

“Apoyados en la visión alemana, vemos un mercado de hidrógeno verde importante a futuro. Mantenemos un pipeline de 3 GW de hidrógeno verde en Argentina que estamos buscando ampliar. Son proyectos que tienen foco en la exportación”, afirmó.

No obstante, identificó las barreras que debe superar el país para llevar adelante esos proyectos: “Para que Argentina tenga oportunidades, tiene que hacer bien la tarea. Debe fomentar la inversión internacional, crear un marco regulatorio previsible en el tiempo y solucionar sus problemas macroeconómicos”.

De esta forma, ABO Energy apuesta por un enfoque que favorezca la innovación y el desarrollo de proyectos sostenibles, reconociendo que el éxito en este mercado emergente requiere un compromiso integral con la resolución de desafíos técnicos, regulatorios y financieros.

Y concluyó: “El gran reto es que estamos en un mercado nuevo. Parte de la regulación debe apuntar en favorecer este tipo de inversiones. Simplemente tener acceso al agua y buenos vientos en la Patagonia, no alcanza. Tiene que haber certeza jurídica para que los proyectos prosperen en un mercado que todavía tiene bastante incertidumbre”.

 

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ANEEL aprobó la convocatoria de proyectos piloto de hidrógeno verde en Brasil

La Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL) aprobó la convocatoria para proyectos de hidrógeno verde que estarán enmarcados en el Programa de Investigación, Desarrollo e Innovación (PDI) de la entidad. 

Tras casi ocho meses desde el cierre de la consulta pública del llamado, el directorio de la ANEEL definió los parámetros que deberán cumplir aquellos que se presenten, considerando que habrá dos modalidades de trabajo: desarrollo plantas piloto de H2V y el avance de partes, componentes o prototipos de equipamiento requerido. 

El primero de los casos corresponde a la implantación de un sistema de producción de hidrógeno, con un rango de 1 a 10 MW de potencia; aunque aquellos que se ubiquen en sistemas aislados de la red podrán tener una capacidad mínima de 50 kW. 

“La planta piloto puede tener una central anexa construida para producir hidrógeno o puede contratar la energía en el mercado libre de electricidad y el costo será aportado como contrapartida económica del proyecto”, aclararon desde la Agencia

Pero si las empresas deciden construir proyectos superiores a 10 MW de capacidad, esa potencia adicional también deberá ser financiada con fondos de contrapartida superiores al monto máximo previsto por el programa de I+D de la ANEEL.

La novedad es que, tras la consulta pública, el directorio finalmente aceptó que no sólo se consideren proyectos de hidrógeno producido a partir de fuentes renovables no convencionales de generación de energía eléctrica, sino también de fuentes bajas en carbono como la energía nuclear, geotérmia, energía mareomotriz o termoeléctrica (con captura, almacenamiento y uso de carbono).

Además, las propuestas también cubrirán temas relacionados con la logística del hidrógeno (producción, almacenamiento, otras infraestructuras y sistemas, y usos finales) y las pilas de combustible (aplicaciones estacionarias, aplicaciones móviles, otras aplicaciones y pilas de combustible no asignadas), incluidos temas relacionados.

Por el lado del punto para componentes o prototipos de equipamiento, alcanzará tanto al desarrollo de sistemas de conversión (electrolizadores, pirolizadores, pilas de combustible o máquinas térmicas) como al almacenamiento de H2V (restringido a aumentar la eficiencia energética o desarrollar sistemas de recuperación de energía). 

En consecuencia se espera que el lanzamiento de las bases se realiza en lo que resta del mes de marzo y la convocatoria esté abierta hasta julio de 2024; mientras que en septiembre del corriente año se aprueben las propuestas y entre diciembre 2024 y enero 2025 inicien los proyectos en cuestión. 

Aunque cabe aclarar que para postularse a dicho programa para la construcción de la planta piloto, los interesados tendrán que presentar un análisis técnico-económico de la tecnología propuesta y comparación con otras opciones tecnológicas, justificando la elección con base en criterios técnicos y económicos.

Como también un análisis de los impactos en la red eléctrica, en la operación y planificación, y de los límites de conexión en la estructura actual, además de la identificación de modelos de negocio que permitan la contratación y aprovechamiento del H2 producido y su inserción en el mercado nacional o internacional. 

Cronograma planeado

FASE

PLAZO

Demostración de interés en la financiación del proyecto (empresas del sector)

10 días

Divulgación de empresas interesadas en financiar el proyecto (por ANEEL)

3 días

Presentación de propuesta de proyecto a ANEEL (por entidades proponentes) 

90 días

Taller de presentación de la propuesta de proyecto

21 días

Divulgación de los resultados de la evaluación inicial de la propuesta de proyecto 

51 días

Demostración de interés en la ejecución del proyecto

10 días

Inicio de ejecución de los proyectos asignados

120 días

Plazo de ejecución del proyecto

48 meses

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Grandes empresas solicitan que la capacidad de transporte en el MATER salga antes para poder participar

En el marco del mega evento Future Energy Summit (FES) Argentina, más de 400 referentes del sector y más de 50 empresas, asociaciones y diversas entidades de la industria energética debatieron sobre las oportunidades y desafíos que existen en el país para el desarrollo de proyectos renovables.

A su turno, durante el panel “Desarrollo de grandes proyectos: el futuro de la eólica, fotovoltaica e hidrógeno verde”, Martín Parodi,  Managing Director REN, TotalEnergies, compañía global de multi energías recomendó al Gobierno dar mayor previsibilidad para promover la inversión privada internacional.

“La semana pasada aparecieron más MW lo cual es una buena noticia ya que todos los estábamos pidiendo y sabíamos que estaban. Pero le pedimos a CAMMESA que publique antes los Anexos III del Mercado a Término de Energías Renovables (MATER), porque casi no tenemos margen de maniobra”, destacó.

“Los sacan repentinamente y al día siguiente hay que empezar a moverse sin anticipación. Empresas grandes como la nuestra suelen actuar más despacio por lo que es bastante difícil participar de un momento a otro. Como compañía estamos trabajando para la siguiente licitación ya que a este MATER no llegamos”, reveló. 

Además, Parodi identificó otras barreras para la inversión de proyectos renovables en el país: “Los cuellos de botella siguen siendo las redes de transmisión. El año pasado salió RenMDI donde muchas compañías hemos participado pero todas hemos tomado más o menos la misma postura. Estamos dispuestos a prefinanciar las líneas de transmisión pero sin afrontarlo dentro del costo de nuestros proyectos. Ahí está la divergencia con el gobierno actual”. 

Según el ejecutivo, hay muchas licitaciones privadas atractivas para clientes que están migrando hacia la descarbonización y quieren volver sus procesos productivos cada vez más verdes. En el caso de Totalenergies, están descarbonizando sus plantas en la Costa Austral y en Vaca Muerta . Internamente tienen un plan dirigido a ello, no solamente en Argentina sino también a nivel mundial. 

No obstante, el especialista advirtió que por más licitaciones que se lancen, si Argentina no solventa el problema de las líneas de transmisión no se va a poder avanzar mucho en la transición energética.

Análisis del potencial del hidrogeno verde en el país

Según la Estratégia Nacional de Hidrógeno Verde, el gobierno prevé que se produzcan cinco millones de toneladas hacia el 2050 y, para ello, será necesarios instalar 30 GW de capacidad de electrólisis y 55 GW de generación eléctrica renovable.

Ante estas estimaciones, Parodi fue tajante y argumentó: “Estamos hablando de proyectos de aproximadamente 50 mil millones de dólares. Por ello, se necesita la banca que casi no tenemos y que el resto lo financien las empresas grandes. Entonces son proyectos para ciertos jugadores y necesitamos del país para llevarlos adelante”. 

Además, según Parodi la mayoría del hidrógeno verde y sus derivados que se produzcan en Argentina serán exportados y la falta de infraestructura para la logística complicaría en un futuro el comercio exterior del vector energético.

“Los puertos y los barcos no están como los necesitamos. Tampoco tenemos grúas suficientes en el país para poder instalar las turbinas eólicas. Nos falta mucho desde el punto de vista logístico. Argentina siempre es y será un candidato, pero hace falta el apoyo del gobierno”, insistió.

Y concluyó: “Nos estamos preparando para el hidrógeno verde, vemos los proyectos como factibles y estamos mirando a Argentina. Sin embargo, necesitamos una regulación clara que nos permita potenciar la actividad”.

 

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Esperan la aprobación de la ley que promueve el hidrógeno verde como combustible en 2025

Como ya había anticipado Energía Estratégica, la Comisión Permanente aprobó, en segunda votación, el dictamen que fomenta la investigación, el desarrollo, la producción, la transformación, el almacenamiento, el acondicionamiento, el transporte, la distribución, la comercialización, la exportación y el uso del hidrógeno verde como combustible y como vector energético en el país.

No obstante, esta aprobación trajo polémica en el sector renovable debido a la definición de hidrógeno verde utilizada en el dictamen, en la que se cataloga como: “vector energético producido con tecnologías de baja emisión de gases de efecto invernadero”.

En este contexto, expertos del sector y entidades como la Asociación Peruana de Energías Renovables (SPR) argumentaron que para que el hidrógeno pueda ser definido como verde universalmente debe producirse a través de energía renovable, como la solar o eólica, que no tiene emisiones de gases de efecto invernadero.

A pesar de coincidir con estos argumentos el Ingeniero Keneth Perez Huaroc, gerente general de Phinix, empresa enfocada en la producción de hidrógeno para la cocción de alimentos, está a favor de la propuesta de ley y espera que pueda ser aprobada este año.

“Esta ley es bastante esperada por mi empresa porque va a impulsar el producto que venimos desarrollando desde el 2019. Estos tres proyectos Ley 3267/2022-CR;Ley 3272/2022-CR y Ley 4374-2022-CR se han dictaminado favorablemente por la Comisión Permanente a pesar de las observaciones en la definición de hidrógeno y tenemos buenas expectativas de que se oficialicen”, explica a Energía Estratégica.

Y agrega: “Estimo que para el 2025 ya tendremos una ley de hidrógeno verde en Perú. Sin embargo, si esto no se logra, las empresas que nos dedicamos al hidrógeno no pausaremos el desarrollo y seguiremos añadiendo valor a nuestros productos”.

Si bien Perez Huaroc busca la aprobación de la propuesta de ley que está siendo discutida en el congreso, explica por qué sería necesario hacer una observación en la definición de hidrógeno verde utilizada. 

“Hemos revisado los tres proyectos de ley que se están evaluando en la comisión y cada uno de ellos tiene una visión similar pero con algunas contradicciones. Este es un gran paso para promover las energías verdes pero hay algunos aspectos que se deben mejorar” insiste.

Según el especialista, la definición de hidrógeno verde utilizada hace referencia al decreto legislativo número 1002 en el Perú, el cual indica que energías renovables pueden ser fuentes eólicas, solar, térmicas, biomasa o biogás, siendo esta última generadora de CO2.

“Esta definición no se alinea con los objetivos de exportación de hidrógeno 100% verde. En otros países, como en China, la nomenclatura de hidrógeno verde es cero emisiones. Por eso habría que estandarizar el término a nivel internacional ya que podría traernos complicaciones en la exportación que es una de las metas de esta ley”, afirma.

Y añade: “Esta ley no indica simplemente hacer investigación en producción y uso de este hidrógeno. El objetivo es exportar este producto y que sea 100% verde. Por ello, se debería hacer esa aclaración en la definición y excluir las tecnologías de biomasa y biogás”. 

Por otro lado, el especialista señala otras medidas que debería tener en cuenta el Gobierno peruano a la hora de promulgar esta ley.

De acuerdo a Perez Huaroc, las autoridades políticas deberían trabajar en conjunto con las empresas precursoras de este vector energético y proporcionar incentivos fiscales para la producción del hidrógeno verde, en una primera etapa para su consumo en el territorio peruano y en una segunda etapa, para la exportación.

Además asegura que esta iniciativa debe venir de la mano con mayor inversión en la infraestructura para el transporte y el almacenamiento de este combustible. 

También propone promover las capacitaciones y la formación de profesionales en este sector y promocionar la investigación para el desarrollo de tecnologías para la producción de hidrógeno verde.

Por último, sugiere: “El gobierno también debería establecer metas ambiciosas para la producción de este combustible como es la exportación y alcanzar un nivel de objetivos de países vecinos como Chile y Colombia”.

 

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Río Negro: Invap y Cnea impulsan un proyecto clave para la transición energética

La empresa rionegrina INVAP y la Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA) firmaron un memorándum de entendimiento con el fin de que ambas instituciones puedan trabajar en forma conjunta en la exploración de futuras oportunidades de exportación del reactor CAREM y otros servicios asociados.

La firma se llevó a cabo entre la Presidenta de la CNEA, Adriana Serquis, y el gerente general INVAP, Darío Giussi, ya que Río Negro se ubica en una posición de reconocimiento internacional en materia nuclear, a partir del trabajo entre ambos organismos.

Este acuerdo, se da en el marco de un creciente interés global en los pequeños reactores modulares y sus diversas aplicaciones asociadas. La visibilidad internacional del proyecto CAREM pone a Argentina en una posición privilegiada en este nuevo mercado.

De esta forma, las instituciones trabajarán de manera conjunta en la prospección, exploración, desarrollo y explotación de oportunidades comerciales referidas al CAREM y otras plantas nucleoléctricas, sus componentes, ingeniería, y servicios asociados y/o conexos.

El reactor CAREM, desarrollado por CNEA, es el primer reactor nuclear de potencia íntegramente  diseñado en argentina con una posición privilegiada en el segmento de  los reactores modulares de baja y media potencia (SMR por sus siglas en  inglés). En este momento la obra de la planta de demostración del reactor se encuentra con un importante grado de avance en un predio lindante al Complejo Atucha, en Provincia de Buenos Aires.

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YPF avanza en el proyecto de GNL

YPF continúa con el avance del proyecto de exportación de Gas Natural Licuado (GNL).  La compañía informó esta lunes que se abrió la licitación para adjudicar las ingenierías de las unidades flotantes (buques) de licuefacción.

Esto ha sido destacado como un nuevo hito en el desarrollo del proyecto por la empresa.  El proceso licitatorio estaba programado en el Joint Study and Development Agreement firmado entre YPF y Petronas el 1° de septiembre de 2022 para llevar a cabo los estudios técnicos necesarios para el proyecto. 

No obstante, el mismo comunicado aclara que resta que se tome la decisión final de inversión, la cual recién se daría en 2025 y a la espera de lo que ocurra con la  Ley de promoción del Gas Natural Licuado que tiene media sanción en el Congreso y esta pendiente de tratamiento en el Senado.

En el mientras tanto, la compañía en acuerdo con Petronas avanzarán con las ingenierías básicas y abrirán el proyecto a productoras de Vaca Muerta interesadas.

El Proyecto Argentina GNL se prevé que permitirá al país dar un salto cualitativo en la generación de divisas, con una capacidad total de producción planeada de 25 millones de toneladas de gas por año (MTPA), a ser llevado a cabo en etapas, informa el comunicado oficial.

El plan que YPF elabora junto a la gigante malaya Petronas, consiste en un desarrollo modular, por etapas, que se espera que entre en producción en 2027 con un primer buque licuefactor con una capacidad de procesamiento de entre 1 y 2 MTPA (millones de toneladas anuales de GNL).

En septiembre de 2022 se firmó el acuerdo de entendimiento entre YPF y Petronas para la primera planta productora de GNL. El proyecto comprende la producción de gas en Vaca Muerta y el transporte por un gasoducto de 620 kilómetros hasta la terminal de procesamiento. Según informó YPF, en la fase 1, prevén la instalación de dos barcos licuefactores (la presente licitación), para producir 5 millones de toneladas por año, con una inversión estimada de u$s10.000 millones. 

En Vaca Muerta estiman que hay recursos de gas para 170 años de autoconsumo, siendo el gas el combustible de la transición energética. La única forma de llegar a todo el mundo es exportarlo a través de la tecnología de licuefacción. Para eso se requieren inversiones en producción, infraestructura y las plantas. 

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Growatt se prepara para entrar de lleno en el mercado Chileno

Luego de años en los que Growatt se ha estado posicionando en la región, fue en el pasado Shine Elite donde nos comprometimos con el desarrollo de la marca en Chile, es por lo anterior que hemos trabajado en nuevas e innovadoras soluciones que ya se han estado certificando ante la SEC, entre las cuales podemos encontrar modelos de todas las líneas de negocio.

Dentro de estos se encuentran las nuevas generaciones modelos residenciales MIC y MIN, denominados MIC 1000-3300TL-X2 y MIN 2500-6000TL-X2, los cuales vienen a continuar el legado que ha hecho a Growatt el principal distribuidor de inversores residenciales a nivel mundial. En la línea C&I, ya se ha certificado la nueva generación de los inversores de las líneas MID y MAX, específicamente los modelos MID 30-50KTL3-X2 y MAX 100-125KTL3-X2 LV.

Finalmente, la principal novedad es en la nueva línea de inversores de Almacenamiento C&I, que viene a posicionarse fuertemente en un mercado que demanda este tipo de equipos debido a los altos costos de electricidad y la necesidad de gestionar la energía a través de almacenamiento de mediana escala.

Los inversores certificados son los WIT 50-100K- H y WIT 50-100K-HU, que vienen en potencias de 50, 63, 75 y 100 kW y su principal característica es que son de modalidad híbrida, es decir, pueden funcionar con almacenamiento y conectados a la red permitiendo inyectar excedentes. Ambos inversores prestan la misma función, la única diferencia es que el modelo HU integra un interruptor de encendido y apagado de la red. También estarán disponible los inversores de almacenamiento C&I off-grid, denominados WIT 50-100K-A y WIT 50-100-AU.

Para ambos modelos de inversores, el almacenamiento estará a cargo de las baterías APX, cuya capacidad por banco de batería va desde los 129 a los 200 kWh. Para aplicaciones conectadas a la red, es posible conectar hasta 9 inversores en paralelo, pudiendo llegar a 900 kW interconectados y 1800 kWh en almacenamiento. Para aplicaciones desconectadas de la red, la operación permite hasta 3 unidades en paralelo, alcanzando hasta 300 kW de potencia instalada y 600 kWh en almacenamiento.

Sin duda estos modelos marcaran un antes y un después en los proyectos C&I, sobre todo en clientes con tarifa libre o que tienen restricciones tarifarias segmentadas en horarios. El equipo técnico y comercial de Growatt estará complacido de resolver todas las inquietudes específicas para sus proyectos.

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EnEl, la controladora de Edesur, se queda en el país

Finalmente la compañía italiana EnEl, controlante de la operación de Edesur en Argentina, dio marcha atrás con su decisión de vender y abandonar sus negocios en el país, y se queda tras la buena expectativa por las reformas que lleva a cabo el nuevo gobierno.

Así se lo hicieron saber sus representantes al Jefe de Gabinete, Nicolás Posse, y el ministro de Economía, Luis Caputo, quienes los recibieron este lunes en la Casa Rosada.

Durante el encuentro, los representantes de la firma manifestaron la expectativa por el rumbo del Gobierno y las reformas económicas que se están llevando adelante, en especial sobre las desregulaciones propuestas en la Ley Bases para el sector energético.

También le confirmaron que buscarán no desprenderse de El Chocón, la generadora hidroeléctrica que controla en la Patagonia.

En representación de la empresa participaron Flavio Cattaneo, CEO global de EnEl; Claudio Weyne Cunha, Country Manager de Argentina; Alejandra Martínez, directora de Relaciones Externas; y Juan Carlos Blanco, presidente de Edesur. 

EnEl es una empresa multinacional productora y distribuidora de energía eléctrica y gas, cuyo principal accionista es el Estado italiano y con sus actividades centradas principalmente en los mercados de Europa y América Latina. Cuenta con tres plantas generadoras de energía eléctrica en el país.

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Tras la polémica por la suspensión, EE.UU. volvería a otorgar nuevos permisos de exportación de LNG en 2025

HOUSTON.- La suspensión impuesta al otorgamiento de nuevos permisos de exportación de gas natural licuado (LNG) en Estados Unidos terminaría dentro de un año, según la secretaria de Energía, Jennifer Granholm. “Para cuando nos reunamos aquí en este lugar el próximo año, todo habrá quedado en el espejo retrovisor”, dijo Granholm en el CERAWeek by S&P Global, en Houston. El freno temporal a los permisos, que generó polémica en la industria energética mundial por la falta de definiciones sobre la duración del mismo, sería levantado cuando esté listo un análisis que determinará los efectos de nuevos proyectos de exportación de gas licuado en base a factores ambientales y económicos, entre otros, explicó la funcionaria del gobierno de Joe Biden.

Frente a una audiencia de más de 1200 directivos y especialistas del sector, la secretaria de Energía explicó que la Ley Nacional de Gas obliga al gobierno a aprobar autorizaciones para proyectos de LNG si están dentro del interés público. «Hacemos un estudio periódico para determinar si las cosas han cambiado, qué es de interés público, cómo debemos avanzar», explicó.

Los permisos de exportación otorgados por el Departamento de Energía (DOE) son necesarios para exportar LNG a los países con los que EE.UU. no tiene firmados acuerdos de libre comercio, entre los que figuran los que integran la Unión Europea y Japón. Este factor explica porqué el tema generó tanto ruido en la industria.

Interés público

EE.UU. actualmente tiene una capacidad de licuefacción de 14 bcf por día. Hay proyectos en construcción por 12 bcf y otros 22 bcf que fueron aprobados por DOE pero que tienen pendientes una decisión final de inversión (FID). Granholm aclaró que ninguno de estos 48 bcf de capacidad de exportación están alcanzados por la suspensión de permisos.

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

Granholm se mostró confiada en que la pausa no durará más allá de marzo del año próximo. Parecería difícil que EE.UU. no autorice nuevos proyectos. No obstante, el asesor principal de Energía e Inversiones del presidente Biden, Amos Hochstein, sembró dudas cuándo se refirió al tema el mes pasado. “La línea de tiempo será de 10, 12, 14 meses. Luego tomaremos una decisión sobre lo que haremos. ¿Seguiremos haciendo una pausa? ¿Aprobaremos nuevos proyectos o ninguno?”, respondió a una consulta del medio Al-Arabiya.

El asesor principal sobre Política Climática Internacional del presidente Biden, John Podesta, dijo presente este lunes también en el CERAWeek y aseguró que EE.UU. «sigue siendo un proveedor confiable para Europa y Asia». «Lo que la secretaria (Granholm) hizo, que fue apropiado, fue decir que nos tomemos una pausa, veamos qué implica económicamente esto, intentemos entender cómo es el mercado y cuáles son las consecuencias ambientales de la producción, transporte y distribución de todo ese gas», dijo Podesta.

, Nicolás Deza

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Nueva prórroga transitoria por las hidroeléctricas patagónicas

Por Santiago Magrone

La Secretaría de Energía, en la órbita del Ministerio de Economía, prorrogó por otros 60 días corridos, a partir del 19 de marzo, “el periodo de transición para los contratos de Concesión” de las centrales hidroeléctricas patagónicas, que han vencido a finales del año pasado y acerca de las cuales deberá resolverse cómo será su futura gestión operativa y administrativa.

Sobre este tema (que incluye el precio de la energía para sus provincias) procuran tener injerencia los gobiernos de Río Negro y de Neuquén, cuyos ríos alojan a las centrales generadoras Alicurá, El Chocón Arroyito, y Cerros Colorados.

En el mismo orden, la Secretaría a cargo de Eduardo Rodriguez Chirillo prorrogó “el periodo de transición desde el 28 de abril de 2024 y por 60 días corridos, conforme a lo dispuesto en el Contrato de Concesión, de la Central Hidroeléctrica Piedra del Aguila”.

Todas fueron construídas por el Estado nacional (Hidronor) y su operación fue concesionada por 30 años al sector privado en 1993. Los contratos referidos contemplan la posibilidad de una prórroga por hasta 1 año a partir del vencimiento. Esta es la tercera prórroga parcial dispuesta por el gobierno.

En los últimos meses de gestión del gobierno anterior se planteó que la futura gestión de estas centrales quedaría en manos de una sociedad integrada por el Estado nacional y los provinciales antes mencionados. Pero esa no es la intención de la Administración Milei.

De hecho, la compañía Enel (de origen italiano) había anunciado en 2022 que buscaría vender todos sus activos en Argentina (entre ellos Edesur y centrales térmicas) pero mantuvo la expectativa de poder renovar la concesión de El Chocón.

En las últimas horas sus principales directivos se reunieron con el gobierno para respaldar la política oficial en el sector energético, y renovaron su deseo de seguir gestionando esta hidroeléctrica. Y también a Edesur, a la luz de la nueva estructura tarifaria para el rubro que impulsa el gobierno.

Operadoras privadas a cargo de las otras hidroeléctricas patagónicas también estarían interesadas en que se disponga una nueva concesión.

Las prórrogas ahora establecidas fueron a través de la Resolución 33/2024 de la S.E., ya oficializada.

En dicha resolución se establece que “a los efectos de preservar la seguridad de las personas y los bienes ubicados en la Cuenca y bajo su responsabilidad, las concesionarias deberán continuar a cargo del Complejo Hidroeléctrico correspondiente y cumplir con todas sus obligaciones derivadas del contrato durante el referido periodo”.

Se estableció además “la continuidad de Energía Argentina S.A. (ENARSA) como veedor para todas las centrales referidas, quien actuará con el alcance establecido en cada uno de los Contratos de Concesión”.

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

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GNL-YPF: Ingeniería de unidades flotantes de licuefacción

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Bolivia

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

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

, Redaccion EconoJournal

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

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

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

Ricardo Mussa

Cambios en la Ley de Biocombustibles

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

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

Producción

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

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

, Redaccion EconoJournal

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Captura de carbono y LNG

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

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

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

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

, Nicolás Deza

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

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

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

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

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

Precios bajos

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

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

, Redaccion EconoJournal

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Usuarios de Edenor y Edesur podrán seguir gestión por cortes

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

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

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

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

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

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

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

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“El compartir información aceleró el desarrollo de Vaca Muerta”

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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Claves para comprender el rol del cobre en la transición energética

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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Se conoció el primer ganador del concurso abierto de YPF Química

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

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

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

¿Quién fue el ganador de este gran concurso abierto?

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

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

¿De qué se trató el concurso de YPF Química?

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Cuenca Malvinas Oeste

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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Pampa Energía obtuvo el Premio Nacional a la Calidad 2023

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Ecos del acuerdo

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

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

Disparos en el sindicato

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

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

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

Contención

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

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

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

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

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

, Nicolas Gandini

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

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

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

Represas

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

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

Prórrogas

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

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

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

, Roberto Bellato

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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Sempra Infraestructura anuncia el proyecto eólico Cimarrón

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Cambio en el marco regulatorio y perspectivas de crecimiento

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

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

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

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

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

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

 

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Shell Argentina comprará energía verde a Genneia en Vaca Muerta

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Propuesta de regularización

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

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

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

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

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

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

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

Néstor Touzet es economista.

, Néstor Touzet

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

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

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

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

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

Mercados energéticos y cadenas de valor

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

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

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

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

, Nicolás Deza

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

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

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

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

Presencia argentina

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

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

, Nicolás Deza

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

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

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

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

Producción y exportaciones

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

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

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

Velocidad de la transición energética

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

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

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

Sudamérica, el nuevo mini polo petrolero

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

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

, Nicolás Deza

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

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

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

La obra

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

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

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

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

, Redaccion EconoJournal

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

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

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

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

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

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

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

Cuenta pendiente

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

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

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

Fideicomisos

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

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

Medele, con agenda de sustentabilidad

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

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

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

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

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

, Laura Hevia

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La producción de petróleo en 2004 disminuirá según la AIE

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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La energética Equinor pone en marcha una planta solar en Brasil

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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AMLO culminará la conexión eléctrica de todo Méjico

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

EÓLICA

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Fuente: Revista Nuevas Energías Online

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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