Comercialización Profesional de Energía

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YPF explora alternativas para garantizar el abastecimiento luego de que el BCRA le negara dólares para importar combustibles

Para garantizar el abastecimiento, YPF, al igual que el resto de las firmas, importa parte de los combustibles que comercializa en el mercado interno. Este mes tiene previsto traer cinco cargamentos de gasoil y uno de nafta. Fuentes cercanas a la petrolera aseguraron a EconoJournal que el viernes le pidieron al Banco Central los dólares para pagar parte de esos envíos, pero la solicitud fue rechazada. La autoridad monetaria confirmó a este medio la negativa, pero se limitó a informar que eso se debió a que “YPF no cumplió con el régimen informativo previo”.

En el gobierno señalan que YPF se había comprometido con el ministro de Economía, Sergio Massa, a no demandar más dólares oficiales hasta fin de año y prefinanciarse con divisas generadas por sus propias exportaciones. Sin embargo, el viernes habrían solicitado los dólares para importar sin tener garantizada esa prefinanciación. Por eso desde el Banco Central sostienen que YPF no cumplió.

Como YPF está exportando crudo a Chile a través de Otasa, desde el gobierno señalaron que el compromiso de la petrolera con Massa había sido que iba a negociar con la chilena Enap, que es quien compra ese crudo, para que le adelante los dólares necesarios para afrontar la importación de combustible.

Cerca de YPF, en cambio, niegan esa versión, afirman que el volumen de combustible importado estaba previamente informado y que la negativa se explica por la falta de dólares que enfrenta la economía. De hecho, sostienen que la decisión de negociar la prefinanciación con Enap surge como una opción luego de la negativa del Banco Central.

Más importaciones    

YPF incrementó sus necesidades de importación este mes porque tiene parada una unidad de topping de la refinería de Ensenada en La Plata. Dos de los cargamentos de gasoil que tiene que abonar son provistos por Shell Western Suply and Trading (STUSCO, según sus siglas en inglés) y Phillips 66 (P66). El primero está previsto que llegue entre el 15 y el 20 de este mes y el segundo entre el 26 y el 30. La importación de nafta se acordó con Gunvor.

YPF no solo está apremiado por la parada técnica de su unidad de topping en La Plata sino por una mayor demanda generada por el diferencial de precios entre las estaciones propias y las de la competencia. Eso se debe a que YPF tiene un modelo de venta de combustibles en sus estaciones que es por consignación y fija precios. Puma, Raízen y Trafigura no tiene ese modelo. Otorga determinado volumen a sus estaciones y las estaciones definen el precio. Debido a esa situación, la brecha en las últimas semanas se amplió con respecto a la media histórica e hizo crecer la demanda. La diferencia de precios actual se ubica entre 10 y 15 puntos.

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, Redaccion EconoJournal

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En vivo: Diputados busca dictamen para el proyecto de “Compra sin IVA”

En un encuentro parlamentario, la Comisión de Presupuesto y Hacienda buscará hoy emitir dictamen al Programa “Compra Sin IVA”, que establece por ley la devolución del IVA para los productos de la canasta básica.

La medida alcanzará a jubilados y pensionados que perciban un monto mensual que no exceda los seis haberes mínimos garantizados; los beneficiarios de asignaciones universales por hijo y embarazo. A los trabajadores registrados de la actividad privada y pública cuyo ingreso mensual no supere el equivalente a seis Salarios Mínimo, Vital y Móvil (SMVM); el Personal de Casas Particulares y aportantes del Régimen Simplificado para Pequeños Contribuyentes. 

También están comprendidos los beneficiarios de los programas de Inclusión Socio-Productiva y Potenciar Trabajo, así como las compras realizadas con la Tarjeta Alimentar. El Proyecto de Ley propone su vigencia a partir del 1 de enero de 2024, y se estima que obtenga dictamen para llevarlo al recinto la semana próxima en busca de la media sanción.

La actividad se puede seguir en el canal oficial de la Cámara de Diputados: www.youtube.com/watch?v=drJEWFQo1Fo&ab_channel=HonorableC%C3%A1maradeDiputadosdelaNaci%C3%B3n

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Macron frena la derogación de una ley que prohíbe vender combustibles a pérdida luego de que las distribuidoras bajaron sus precios

Con el aumento de la cotización internacional del crudo, los precios en los surtidores en Europa vuelven a ocupar un primer plano en el tablero político. Para intentar ponerle un freno a las subas, el presidente de Francia, Emmanuel Macron, había dejado trascender que eliminaría una ley que prohíbe vender combustibles a pérdida. Sin embargo, la resistencia desatada en el sector de venta de naftas lo forzó a dejar en suspenso esa iniciativa. A cambio, importantes compañías del sector se comprometieron a comercializar los combustibles al costo. Por otro lado, TotalEnergies anunció recientemente que prolongará más allá de diciembre el precio máximo que aplicó sobre las naftas que vende en sus estaciones.

Críticas y marcha atrás

El origen de la polémica está en una ley de 1963 que prohíbe la venta de combustibles «a pérdida«. La primera ministra francesa Elisabeth Borne había anunciado que el gobierno buscaría eliminarla como parte de un paquete de medidas anti inflacionarias. La ley fue creada en su momento para evitar que los grandes distribuidores minoristas vendan combustibles a precios artificialmente bajos para desplazar del negocio a los minoristas pequeños.

La iniciativa del ejecutivo francés fue rechazada por los estacioneros tradicionales, un universo estimado de 5.800 estaciones de servicio en Francia, de las cuales 2.300 son pequeñas o muy pequeñas. La Federación Nacional del Automóvil fue una de las principales voceras del rechazo entre estacioneros. “Vender a pérdida significa vender por menos de lo que compraste, por lo que pierdes dinero. Nadie puede vivir perdiendo dinero. La diferencia con los supermercados es que ellos pueden compensar aumentando los precios de otros productos, nosotros no”, cuestionó el presidente de la sección de Combustibles de la federación, Jacques Vaysse.

Algunas de las grandes empresas distribuidoras también objetaron la idea. El director general de Carrefour, Alexandre Bompard, se opuso a vender con pérdidas durante una audiencia en el parlamento francés. Destacó que la prohibición de la reventa con pérdidas ha sido un principio crítico del comercio desde 1963 y advirtió contra la apertura de una «caja de Pandora». Otras grandes como Intermarché, U y E Leclerc también rechazaron la propuesta.

Frente a la oposición planteada por el sector, Emmanuel Macron declaró que no incluirá esa propuesta en el paquete anti inflacionario aunque no la descartó como opción para el futuro. «Lo estamos manteniendo como una amenaza”, declaró.

Precios al costo

Descartada la idea de habilitar la venta de combustibles a pérdida, el presidente francés planteó a las empresas del sector un compromiso para que renuncien a sus márgenes y vendan los combustibles al costo. E-Leclerc y Carrefour, las principales cadenas de supermercados de Francia, se comprometieron a cumplir con el pedido.

Carrefour anunció que venderá a precio de costo hasta finales de año. «Anunciamos la mayor operación de venta de combustible a precio de costo de nuestra historia», afirmó Carrefour en X (Twitter).

Michel-Edouard Leclerc, el presidente de E-Leclerc , afirmó que el combustible en sus 750 establecimientos será vendido al costo a partir del 29 de septiembre. Lo consideró un «acto de solidaridad con todos los clientes asustados por los aumentos (de precios) y cuyo poder adquisitivo se ve muy afectado».

Precio máximo

TotalEnergies ya había tomado a principios de septiembre una medida en sintonía con las necesidades planteadas por el gobierno. La compañía energética anunció que extenderá más allá de diciembre el precio máximo de € 1,99 por litro de nafta. Total introdujo ese precio límite en enero pasado.

La compañía declaró que sostendrá el precio máximo «mientras los precios sigan siendo altos». El ministro de Finanzas de Francia celebró el anuncio. «Es una buena noticia para todas las personas que trabajan y para el poder adquisitivo. La carga de la inflación debe ser compartida», dijo Bruno Le Maire.

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, Nicolás Deza

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Una de las generadoras más importantes de Argentina participará del megaevento de renovables en Chile

Martín Mandarano, CEO de YPF Luz, propietaria de una capacidad instalada de 2.483 MW, incluyendo energía térmica eficiente, energía renovable, cogeneración y energía distribuida, y productora del 9% de la energía de Argentina, a través de activos ubicados en 7 provincias, participará del Latam Future Energy Southern Cone Renewable Summit, que realizará Future Energy Summit en Santiago, Chile.

El megaevento, que ya cuenta con la confirmación del propio Ministro de Energía de Chile, Diego Pardow, se celebrará los días 28 y 29 de noviembre en el prestigioso Hotel Intercontinental de Santiago, reunirá a destacadas personalidades del ámbito de las energías renovables vinculadas al Cono Sur.

Al momento, la cumbre ya cuenta con un 80% de aforo completo. Se espera la participación de más de 400 ejecutivos de toda la región y 70 panelistas destacados de todo el Cono Sur.

El evento contará con amplios espacios para la realización de networking y habrán meeting points donde los auspiciantes mostrarán sus últimas novedades en serifios y tecnología para el sector.

Consultar entradas: https://futurenergysummit.com/producto/latam-future-energy-southern-cone-renewable-energy-summit/?wmc-currency=USD

Mandarano hablará sobre proyectos estratégicos para el sector de las energías renovables, siendo YPF Luz una de las empresas más influyentes de Argentina.

Actualmente la compañía cuenta con tres importantes parques eólicos operativos, uno de ellos, Manantiales Behr, ha registrado un factor de capacidad de 60%.​​​

Los activos

Por un lado, puede destacarse Los Teros, que es uno de los parques eólicos más grandes del país y tiene la ventaja de estar cerca de los centros de mayor consumo eléctrico de Argentina.

Cuenta con 45 aerogeneradores con 175 MW de potencia instalada y una subestación para conectar a la línea de 132 Kv entre Tandil y Olavarría. Genera la energía equivalente a las necesidades de consumo de 215.000 hogares.

Este parque de YPF Luz se ha desarrollado en 2 etapas: Los Teros I, de 123 MW, en operación desde 2020. Los Teros II, de 52MW, en operación desde mayo 2021.

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El Parque Eólico Los Teros abastece con energía eólica a empresas como Toyota, Coca-Cola FEMSA, Nestlé, Profertil, Holcim, Santander, Ford, Roca, Hyatt e YPF entre otros, con quienes ya ha firmado contratos de provisión de energía renovable. ​

Por otro lado, el Parque Eólico Manantiales Behr, que está emplazado sobre un yacimiento de gas y petróleo en operación que pertenece a YPF.

Allí YPF Luz inició su operación renovable aprovechando los excelentes recursos naturales y optimizándolos para producir de la forma más eficiente energía renovable.

El Parque Eólico Manantiales Behr tiene 30 aerogeneradores y una capacidad instalada de 99MW, equivalente al consumo de 144.000 hogares. En 2021, fue uno de los más eficientes del país, con un factor de capacidad de 60%.​​​

Finalmente, el Parque Eólico Cañadón León, que es el primer proyecto Renovar de YPF Luz, al cual se destinan 101,52MW de capacidad instalada para provisión de CAMMESA, mientras 21,15MW se destinarán al Mercado a Término de Energías Renovables (MATER).

El parque alcanza una capacidad instalada de 123 MW de energía renovable, eficiente y sustentable, equivalente a la energía que utilizan más de 150 mil hogares. Cuenta con un factor de capacidad de 53% y evita la emisión de más de 312.000 toneladas de dióxido de carbono por año.

Es el tercer parque eólico de la compañía, luego de Manantiales Behr, ubicado en Chubut y operativo desde 2018; y Los Teros, puesto en marcha en 2020 y ubicado en Azul, provincia de Buenos Aires.

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Además, YPF Luz cuenta con otros dos proyectos renovables en construcción. Por una parte, el Parque Solar Zonda, que generará energía solar fotovoltaica que tendrá una capacidad instalada total de 300 MW, en tres etapas de 100 MW cada una, equivalente al consumo de 140.000 hogares.

El febrero de 2022 comenzó la construcción de la primera etapa del proyecto, financiada a través de la emisión del primer bono verde de YPF Luz, por un monto total de 63,9 millones de dólares a una tasa del 5% y con vencimiento final a 10 años.

Cuando el proyecto complete todas sus etapas, ampliará la capacidad de generación renovable actual en un 25% en San Juan. El parque solar generará un ahorro de emisiones de carbono de 360.000 tn. CO2 equivalentes al año, respecto de una central termoeléctrica equivalente.

La otra central renovable en construcción de YPF Luz es el Parque Eólico General Levalle, de 155 MW, ubicado en Córdoba, Argentina, que comenzó su construcción en febrero de este año.

Con una inversión estimada de 260 millones de dólares, el montaje -que tendrá una duración total de casi dos años- está creando empleo para más de 300 personas e incrementando la actividad económica local.

A principios de 2024, se iniciará el montaje de las turbinas, que tomará aproximadamente 6 meses de trabajo y luego comenzará la fase de configuración, pruebas y puesta en funcionamiento de todo el parque, cuyo inicio de operación está previsto a finales de 2024.

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Récord en el MATER 360: Más de 5300 MW renovables compiten en Argentina

La nueva modalidad del Mercado a Término de Energías Renovables (MATER) de Argentina atrajo una gran cantidad de interesados. El llamado correspondiente al tercer trimestre del año recibió un total de 5314,5 MW en 60 proyectos, lo que representa una cifra récord para una ronda de esta índole. 

Pero cabe aclarar que si bien los 60 parques solicitaron la mencionada potencia máxima a adjudicar, si se cuenta el total de la capacidad por proyecto, la cifra aumentaría de 5314,5 MW a 6684,5 MW. 

En cuanto a tecnología, la energía eólica fue la de mayor convocatoria con 34 centrales que suman 3632 MW de potencia máxima solicitada; mientras que la fotovoltaica ocupó los restantes 26 proyectos (1602,5 MW) que solicitaron prioridad de despacho ante CAMMESA. 

¿A qué se debe tal interés? El nuevo “MATER 360” tuvo varios cambios radicales a comparación del mecanismo implementado hasta esta convocatoria, dado que por primera vez en la historia se abrió la posibilidad de asignación de prioridad de despacho tipo “Referencial A”, con esperada del 92% sobre la energía anual característica en las condiciones previstas de operación de los parques. 

Además, los proyectos también podían incluir inversiones en la expansión de las redes de transmisión; sumado a que se incorporó la posibilidad de asignación de prioridad de despacho a nuevas centrales de generación renovable, en la medida que sean acompañadas por demandas incrementales de potencia equivalentes a 10 MW o más. 

¿Cómo se repartieron las solicitudes? En la zona comprendida entre el Noreste Argentino (NEA), el Litoral y Buenos Aires zona La Plata (con capacidad suficiente) se presentaron 6 plantas renovables por un total de 230 MW. 

En tanto que en la región Centro y Cuyo (con capacidad limitada) se postularon 21 parques por aproximadamente 1400 MW para cubrir 130 MW en MATER Pleno + 400 MW en MATER 360 Referencial A. 

.Mientras que en el corredor Comahue – Buenos Aires hubo 32 centrales por 3.500 MW que solicitaron prioridad de despacho con posibilidad de un curtailment de hasta 8%, con capacidad limitada de asignación a un valor entre 700/933 MW.

Adicionalmente, hubo cinco proyectos que se presentaron con ampliaciones del sistema de transmisión: 

PS Las Barranquitas (10 MW) de la firma Energy Point, en el corredor Centro.
PE Pomona III (105,4 MW) de Genneia, en la zona de Comahue.
PE Mataco II y III (165 MW asignables y 201,6 MW total) de Petroquímica Comodoro Rivadavia (PCR) en la región PBA Centro – Sur.
PE Los Aromos (168 MW), de YPF Luz, en la zona PBA Centro – Sur.
PE Olavarría (180 MW solicitados y 428,4 MW de capacidad total prevista del parque), de Windenergy, en el corredor PBA Centro – Sur.

A partir de estos datos, CAMMESA informará el 18 de octubre a aquellos proyectos que se requieran realizar un desempate mediante el mecanismo de Factor de Mayoración tanto para el MATER Pleno como el Referencial A. 

Mientras que el jueves 26 se hará el acto de presentación de la información requerida para ello y el martes 31 de octubre se dará a conocer la asignación de prioridad de despacho que, de acuerdo a la información compartida por CAMMESA, se estima que de los 5300 MW ofertados puedan ser adjudicados alrededor de 1750 MW. 

Proyectos Presentados 3er trimestre 2023.xlsx – BASE

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Panamá da pasos firmes en la eliminación de impuestos a paneles solares

El Proyecto de Ley 981, que modifica la Ley 37 de 2013 sobre el Régimen de Incentivos para el fomento de la construcción, operación de centrales y/o instalaciones solares, prospera en la Asamblea Nacional de Panamá. Este lunes 2 de octubre fue aprobado en segundo debate y se espera que tenga una continuación favorable.

¿Por qué su trascendencia? Este proyecto de ley busca la exoneración del impuesto selectivo al consumo, impuestos de importación, de aranceles, tasas, contribuciones y gravámenes a equipos para nuevos proyectos solares de todas las escalas; entre ellos, se podrá eliminar el 5% que recaía sobre la importación de paneles fotovoltaicos.

Este proyecto ha sido ampliamente elogiado por expertos y miembros de la industria energética en el país. Juan Carlos Navarro, Cofundador y Senior Policy Advisor de NSOLAR Panamá, expresó su satisfacción por esta medida: «Este proyecto que busca eliminar el Impuesto Selectivo al Consumo de 5% sobre los paneles solares es una excelente iniciativa y realmente es absurdo que por tantos años se haya mantenido este impuesto».

La eliminación de este impuesto contribuirá a reducir los costos de importación de paneles solares y, en última instancia, los costos para los consumidores finales. Al respecto, Navarro señaló: «Con esta iniciativa legislativa se va a eliminar este 5%, haciendo a la industria de energía solar más competitiva en Panamá. Por tanto, es una iniciativa positiva».

«Aprobado el proyecto en el tercer debate, irá al Ejecutivo para su refrendo. Una vez sea refrendado, se convierte en ley de la República y posteriormente hay que esperar la reglamentación para que entre en vigor», observó Navarro.

Y añadió: «Esta es una iniciativa legislativa sumamente positiva que le permite al sector solar panameño ser competitivo ante otras tecnologías y nos permite ser competitivos a nivel regional. Esto es lo que queremos: estimular el uso de paneles solares para bajar el precio de la energía y enfrentar el mayor reto que tenemos los panameños: el precio».

Una de cal y una de arena

Si bien, el gobierno actual de Panamá ha demostrado un compromiso notable con la promoción de las energías limpias y la aprobación de este proyecto será un gran avance para el país, Navarro advirtió que habían algunas inconsistencias en otras propuestas legislativas.

«Por un lado, se han presentado varios proyectos de ley por iniciativa independiente de distintos Diputados de distintos partidos para penalizar y afectar la energía limpia, unos afectan las hidroeléctricas, otras infectan el otro tipo de energía limpia en fin son propuestas descabelladas que no ayudarán en nada».

«Por otro lado, además de estas propuestas en la Asamblea Nacional, el propio Estado ha empezado discusiones para modificar la Ley 6 -que es la ley fundamental del sector energético- pero, dado que estamos ya en plena campaña política que concluye en mayo del año entrante, a mí me parece sumamente desacertado meterse con la Ley Marco del sector energético panameño en este momento. Yo dejaría esa discusión para el próximo gobierno».

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Señalan que Chile podría convertirse en el segundo mayor mercado de almacenamiento de América

El avance de las energías renovables ya es notorio a lo largo del mundo y Latinoamérica no es la excepción. Si bien los países tienen distintas velocidades para su instalación, las fuentes de generación verdes han tomado lugar en la matriz e incluso algunos territorios ya marcan el rumbo con las nuevas tecnologías. 

Chile es uno de ellos, ya que a partir de una serie de dificultades que el sector atravesó, el gobierno optó por darle una mayor importancia a la implementación de sistemas de baterías como parte de su Agenda Inicial para el Segundo Tiempo de la Transición Energética. 

Tal es así que llamó la atención de diversas entidades y, de acuerdo a la consultora británica denominada Interact Analysis, Chile podría convertirse en el segundo mayor mercado de almacenamiento de energía de América tras Estados Unidos. 

“A partir de 2023, se espera que las instalaciones de almacenamiento (excluyendo centrales hidroeléctricas reversibles) experimenten un crecimiento explosivo, con 12 proyectos previstos que comenzarán a operar en 2023, lo que equivale a aproximadamente 1,3 GW”, señalaron.

“Mientras que de 2024 a 2026 que la capacidad instalada en esta tecnología superaría 1 GW cada año”, agregaron en un documento elaborado por la consultora. 

Para ser precisos, la compañía destacó que existen 60 proyectos en etapa de construcción y planificación, por un total de alrededor de 4,7 GW, de los cuales se prevé que 51 entren en operación entre el período 2024-2026, que sumarán al sistema alrededor de 3,9 GW de capacidad. 

Y si bien el país aguarda por el reglamento de la Ley de Almacenamiento y Electricidad, la industria electroquímica sería la que dé más impulso a la materia a través de emprendimientos a gran escala entre renovables y baterías de ion-litio, generalmente con una duración de descarga continua de entre 3 y 6 horas, con una duración promedio de más de 5 horas.

“Además, el país cuenta con cinco proyectos de almacenamiento térmico en sales fundidas, que suman 1,6 GW y se está planificando uno de hidrógeno, desarrollado por HIF Chile en la Región Antártica de Magallanes-Chile. Por lo que, para fines de 2023, se aguarda que el país tenga un total de 1 GW de instalaciones de storage electroquímico y 660 MW de instalaciones de almacenamiento de energía térmica en sales fundidas”, aclara el archivo.

Despliegue por región

La consultora Interact Analysis estimó que Antofagasta y Tarapacá serán las zonas que liderarán el proceso de adopción de esta tecnología durante el próximo lustro; aunque ya se destaca que 14 regiones administrativas de las 16 de Chile cuentan con desarrollos en la materia, ya sea en operación, construcción o planificación. 

“Antofagasta y Tarapacá son las dos regiones más grandes, con una instalación de 3,7 GW y 1,2 GW respectivamente, representando el 57% y el 19% del total de almacenamiento del país. Mientras que los proyectos en sales fundidas se desarrollan principalmente en Antofagasta, con una potencia instalada acumulada de 1,1 GW”, añadieron desde la entidad británica.

Centrales a escala GWh registradas en Chile

Antofagasta: Ampliación parque fotovoltaico Los Andes, Fase III 226 MW/1.582 MW – Se espera entre en funcionamiento en 2023
Arica y Parinacota: PS Celda Solar 240 MW/1.200 MWh – Previsto para 2025
Tarapacá: Optimización planta solar Sol del Loa, de 10.400 MWh en dos fases a entrar en marcha a 2025
Antofagasta: parque híbrido Pampas 200 MW/1.000 MWh, a ponerse en funcionamiento en 2026
Antofagasta: Socompa Solar 450 MW/1.800 MWh para el año 2026
Antofagasta: planta fotovoltaica Cristales 542 MW/2.710 MWh, prevista para el 2028

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Proponen tres medidas para revolucionar las energías renovables en Ecuador

Como ya había anticipado Energía Estratégica, el pasado 14 de septiembre el Ministerio de Energía y Minas expidió un Acuerdo Ministerial, para viabilizar y generar condiciones óptimas para la inclusión de la generación distribuida para autoabastecimiento en el sistema eléctrico ecuatoriano.

Conforme a lo dispuesto en el artículo 24 del Reglamento a la Ley Orgánica del Servicio Público de Energía Eléctrica, la medida impulsa el ingreso de un mayor volumen de generación distribuida que permita el autoabastecimiento a nivel de distribución, en zonas industriales, residenciales, comerciales, etc., coadyuvando a la reducción de la demanda que es servida desde el sistema nacional interconectado.

Si bien el Gobierno ha dado un paso importante con esta última regulación, especialistas sugieren que aún se pueden hacer más esfuerzos para detonar la industria de las energías limpias.

Uno de ellos es Jorge García Uribe, CEO de Energy Control, quien sugiere tres instrumentos regulatorios que mejorarían las condiciones para avanzar en diversificar la matriz de cara a las próximas elecciones, en conversaciones con Energía Estratégica.

Las propuestas

Promover la generación distribuida: de acuerdo al experto, Ecuador tiene una demanda de Energía que supera la oferta, especialmente por sector productivo por lo que todos los candidatos presidenciales tocan el tema del costo de la energía.

“La generación distribuida ha tenido un crecimiento exponencial entendiendo que somos un país que aún está en sus  etapas iniciales. Esto que se ha hecho de permitir la generación distribuida sin tantas barreras por parte de las empresas distribuidoras para el sector privado es fundamental”, señala.

Permitir PPAs en la generación distribuida: García Uribe explica que el PPA no está permitido en el país para regulaciones de autoconsumo actualmente y solo se pueden hacer leasings de equipos fotovoltaicos, lo cual vendría a ser como un PPA disfrazado.

Y agrega: “La mayor limitación de crecimiento de este segmento en el país es justamente la falta de esas herramientas financieras. Es fundamental revertir esa barrera para el crecimiento de las energías renovables en el país”.

Exigir la profesionalización de instaladores: según el ejecutivo, es importante comenzar a certificar a los instaladores. 

“No hay una entidad que se encargue de certificar a los instaladores y todos vienen por experiencia propia de las empresas. Como hay muchas compañías muy nuevas, es muy necesario garantizar la profesionalización, sobre todo teniendo en cuenta que los sistemas son muy a largo plazo”, afirma.

“Afortunadamente, estamos mejor que hace dos años ya que el incremento de experiencias mejoran las prácticas. Pero es un factor crítico que venimos discutiendo constantemente con las asociaciones. Hay mucha competencia informal en un mercado muy nuevo”, añade.

En efecto, García Uribe argumenta que cuando la competencia de precios es muy agresiva y no hay herramientas financieras, la gente opta por instaladores más baratos y ahí comienzan las fallas de los sitemas. Por ello, es menester actuar rápido antes de que las malas prácticas desincentiven la actividad.

 

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Ternium reafirma su compromiso por migrar de hidrógeno gris a verde

En el marco del Webinar «El hidrógeno verde para descarbonizar la industria de acero» organizado por CAMEXA, Ternium, una de las principales empresas de acero a nivel global, ha anunciado su firme compromiso de transitar del hidrógeno gris al hidrógeno verde como parte de su estrategia de reducción de emisiones y sostenibilidad.

Durante el encuentro virtual, Albes Urdaneta, Global Environment Manager en Ternium, compartió detalles sobre las oportunidades del hidrógeno verde y su impacto positivo en la industria siderúrgica.

 «El hidrógeno verde tiene un mayor potencial en la reducción de acero. Hoy utilizamos hidrógeno gris para reducir el mineral de hierro y tenemos la práctica. El objetivo es reducir las emisiones al 20% antes del 2030 y estamos comenzando a ver el hidrógeno verde porque sabemos que juega un rol fundamental», explicó.

A pesar de los desafíos actuales relacionados con el precio y la escalabilidad del hidrógeno verde, Urdaneta destacó que los precios están mejorando, lo que augura un futuro prometedor para esta tecnología. 

«Estamos adecuando nuestros procesos y sin duda es algo que está en nuestra agenda. Buscamos volcarnos del hidrógeno gris al verde. El impacto que tendremos será muy prometedor”, señaló. 

Y enfatizó: “Tendremos que buscar un punto de equilibrio con el precio y el volumen del hidrógeno, pero es algo que nos va a permitir alcanzar nuestras metas de descarbonización y vender un producto sustentable. Vamos a tener ventajas competitivas a medida que incorporamos estas tecnologías a nuestros procesos”.

Dado que las industrias siderúrgicas son conocidas por su alto consumo de energía, Urdaneta subrayó que la transición al hidrógeno verde ayudará a aumentar la productividad y desempeñará un papel fundamental en la descarbonización de la industria. 

Además, anticipó que el hidrógeno verde se convertirá en un activo fijo crucial, siguiendo la tendencia observada en Europa.

A su vez, aseguró que Ternium ha tomado medidas significativas en el camino hacia la sostenibilidad, con 9 años de trabajo en eficiencia energética, inversiones en parques solares, incursiones en la electromovilidad y la investigación de nuevos usos para el CO2 capturado.

 La empresa también ha realizado mapeos exhaustivos de sus chimeneas y consumo eléctrico, así como la transición a iluminación LED en sus plantas. Además, ha implementado planes de contingencia para enfrentar problemas de suministro eléctrico.

Ternium demuestra su firme compromiso con la sostenibilidad y la reducción de emisiones, posicionándose como líder en la transición hacia un futuro más verde y sostenible en la industria del acero.

Cabe destacar que en el  Webinar organizado por CAMEXA, también participó María Laura Gutiérrez, Sustainability and Environment Deputy Director en Grupo DEACERO quien exploró las oportunidades del vector energético en México y planteó las ambiciosas metas descarbonización que tienen desde la compañía.

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El propósito principal del SiMEM es promover la competencia, transparencia, eficiencia y brindar libre acceso a la información del sector.

José Fernando Prada, director de la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG), participó en el lanzamiento oficial de SiMEM – Sistema de Información del Mercado de Energía Mayorista, el primer portal de datos abiertos en el sector eléctrico colombiano, definido por la Resolución CREG 101 018 de 2022.

El propósito principal del SiMEM es promover la competencia, transparencia, eficiencia y brindar libre acceso a la información del sector.

Este sistema, que responde a los principios y criterios definidos por la CREG en la citada resolución, fue desarrollado con el operador del mercado XM como gestor tecnológico, y cumple la función de facilitar el acceso, la consulta y análisis de datos generados en altos volúmenes en el mercado de energía mayorista.

En su intervención, José Fernando Prada destacó la importancia de la transparencia como un principio fundamental para la buena regulación y el funcionamiento óptimo de los mercados.

Aseguró que el acceso abierto a la información fue un presupuesto fundamental a la hora de diseñar el SiMEM.

“El SiMEM surgió como respuesta a la creciente demanda de información en el sector, tanto de potenciales inversionistas como de la academia y los usuarios. Antes de la implementación de esta medida, existía información significativa pero dispersa y de difícil acceso para los agentes participantes y el público en general”, aseveró en la inauguración el director de la CREG.

Y puntualizó: “Esta barrera se abordó con la introducción de este portal, el cual organiza y simplifica la búsqueda y consulta de datos comerciales, financieros y operativos del Sistema Interconectado Nacional”.

Prada explicó que la iniciativa estuvo alineada con los lineamientos de Gobierno Digital y se trabajó conjuntamente entre la CREG y XM, para brindar una solución tecnológica que ofreciera información cierta, suficiente, oportuna, clara y verificable.

Prada hizo hincapié en la importancia de brindar herramientas accesibles y comprensibles para nuevos agentes, potenciales inversionistas o competidores, promoviendo así una participación amplia y no discriminatoria en el mercado de energía.

Finalmente resaltó la importancia dada al tema de la ciberseguridad, pues también se implementaron medidas para garantizar la seguridad digital en el acceso a la información.

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Soltec suministrará 302 MW de su seguidor solar SF7 a un proyecto en EEUU

Soltec, una compañía integrada verticalmente dedicada a proyectos fotovoltaicos con seguidores solares ha firmado un acuerdo para suministrar 302 MW de su seguidor SF7. El proyecto estará ubicado en el estado de Missouri, Estados Unidos.

Este proyecto contará con los seguidores SF7 de Soltec, el seguidor en configuración 2P de Soltec, que maximiza la potencia y el rendimiento de la planta al tiempo que minimiza los costos de capital para obtener un retorno de inversión óptimo. Debido a su ventaja distintiva de permitir una mayor generación de energía por hectárea en comparación con las configuraciones 1P, el SF7 permite una mayor generación de energía, especialmente cuando se aplica en proyectos con limitaciones de terreno, pendientes o parcelas de formas irregulares, como en este caso.

La planta solar contará con un total de 7,557 seguidores SF7 y 560,952 módulos. Además, la puesta en marcha de este proyecto evitará la emisión de 163,080 toneladas de CO2 a la atmósfera, contribuyendo a reducir el impacto ambiental y la contaminación en la zona. Los 302 MW de esta planta equivalen a la energía necesaria para abastecer a 172,571 hogares.

«Ampliar nuestra presencia y base de clientes en Estados Unidos es algo que celebramos en Soltec. Ya tenemos una amplia experiencia en este país, pero cada proyecto representa un nuevo desafío y satisfacción. Sabemos que trabajar en el mercado más grande del mundo conlleva la presión de desempeñarnos al más alto nivel. La confianza de nuestros clientes, que continúan eligiéndonos, es una prueba adicional de la confiabilidad no solo del producto de Soltec, sino también de su servicio en cada uno de los proyectos en los que operamos», expresó Raúl Morales, CEO de Soltec.

Soltec ya cuenta con una cartera de 2.3 GW de proyectos en Estados Unidos. La empresa española ha estado trabajando en proyectos a gran escala en el país desde 2015, y su sede se encuentra en Miami, Florida, desde donde llevan a cabo trabajos en todo Estados Unidos. Además, la empresa cuenta con un centro logístico en Texas y un extenso equipo local.

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GIC cierra su alianza estratégica con Iberdrola para la expansión de las redes de transporte en Brasil por 456 millones de euros

Iberdrola y GIC, el fondo soberano de Singapur y uno de los principales inversores institucionales del mundo, han cerrado el acuerdo estratégico para el desarrollo de las redes de transmisión en Brasil por 2.400 millones de reales brasileños (456 millones de euros).

La operación, que fue comunicada a finales de abril, ya cuenta con el visto bueno de la Agencia Nacional de la Energía Eléctrica (ANEEL) y del Consejo Administrativo de Defensa Económica (CADE).

Ambas sociedades coinvertirán en activos operativos de transporte (Jalapão, Santa Luzia, Dourados, Atibaia, Biguaçu, Sobral, Narandiba y Río Formoso), con un total de 1.865 km de líneas de transporte, con un plazo medio de concesión de 25 años. Iberdrola, por medio de su filial en Brasil, Neoenergia, tendrá una participación del 50% de la sociedad, valorada en 1.200 millones de reales brasileños -228 millones de euros-.

Además, Iberdrola y GIC han suscrito un acuerdo marco para participar de forma conjunta en futuras licitaciones de activos de transporte de energía eléctrica en Brasil. Con el cierre de esta operación, Neoenergia dejará de consolidar contablemente la deuda de los activos operativos, considerados dentro del perímetro de la transacción.

GIC es una firma líder de inversión global constituida en 1981 para garantizar el futuro financiero de Singapur. Como gestor de las reservas de divisas de Singapur, GIC adopta un enfoque de inversión disciplinado y a largo plazo, y se compromete a invertir en soluciones críticas para acelerar la transición energética.

Esta transacción se enmarca en el programa de rotación de activos no esenciales, que ya se ha cumplido al 100% para apoyar el plan de inversión récord de Iberdrola de 47.000 millones de euros.

Plan Estratégico 2023-2025 de Iberdrola

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Para Julián Rojo, “es muy importante que el Estado tenga el control de las políticas energéticas”

El déficit del sector energético será sin dudas uno de los principales desafíos para  el próximo gobierno. Para mejorar las cuentas, el Gobierno espera un aumento de la producción agropecuaria, sin sequía, contando que las obras previstas en materia de gasoductos (segundo tramo GNPK Salliqueló – San Jerónimo) podrían revertir la balanza energética mejorando sustancialmente a toda la macroeconomía,  alimentando el sueño de aumentar las reservas en moneda dura. Mientras tanto, las propuestas de campaña pasan de la motosierra a la dolarización sin solución de continuidad. Los subsidios, en particular a la energía,  continúan en el ojo de la tormenta y atraviesan el centro de la discusión ideológica sobre el modelo de sociedad, discusión que se profundiza a medida que se acercan los comicios electorales.

No es ocioso recordar, que según el Fondo Monetario Internacional (FMI), los subsidios a los combustibles fósiles en el mundo se dispararon hasta alcanzar el récord de US$ 7 billones, (7.000.000.000.000) durante el año pasado tras la escalada de precios de la energía causada por el conflicto bélico entre Rusia y Ucrania mediando la detonación del gasoducto Nordstream y la recuperación de la demanda tras la pandemia.  Según el organismo, la cifra alcanza el 7,1% del producto interno bruto mundial. Se trata de un porcentaje superior al promedio que la mayoría de los países asignan a la educación (4,3% del ingreso mundial) y en torno a dos tercios de lo que destinan a la atención sanitaria (10,9%).

La segmentación tarifaria que acordó el gobierno argentino con el FMI para intentar reducir los subsidios resulta un primer paso para “ordenar” el mercado consumidor. Pero la galopante inflación (y las elecciones en ciernes) ponen un freno al avance efectivo de la mejor focalización de los subsidios.

Para aproximarnos a una mejor comprensión en materia de subsidios, que se otorga a buena parte de la población, conversamos con Julián Rojo, Economista del IAE Mosconi y miembro del IIEP-UBA, especializado en tarifas y subsidios.

Los subsidios a nivel global son altos ¿cómo estamos nosotros en la materia?

Nosotros tenemos alrededor del 2% del PBI. Es alto por el hecho de su cobertura. Esto implica que estamos pagando entre 35% y 40% del costo de la energía y con las medidas tomadas recientemente y un congelamiento eventualmente más agresivo, es posible que en unos meses estemos hablando de un poco más, 2,2% ó 2,5%, estimo en ese rango.

Lo cierto es que hay una particular rigidez en los guarismos, tenemos un 40% de hogares bajo la línea de pobreza por lo que no es posible un aumento de tarifas o la quita de subsidios sin un impacto importante. La discusión es cuánto de ese 2% es posible bajar y cuánto es el gasto fijo para atender esos sectores más vulnerables.

¿Cómo estamos en materia de pobreza energética?

Se dice que hay pobreza energética cuando el gasto en energía ocupa más del 10% de los ingresos totales del hogar.

 Esto tiene que ver fundamentalmente con la estructura energética del país. Hay países donde es mucho más primario, más costoso o con poca accesibilidad o falta de infraestructura. Esos países son muy pobres energéticamente o carecen de infraestructura adecuada. De todos modos, es un indicador más relativo que absoluto, para nada lineal. 

Bajo estos criterios, la Argentina no tiene pobreza energética o tiene muy poquito, los hogares gastan entre 4 y 6% de sus ingresos en energía.

O sea que tenemos 40% de pobres pero la pobreza energética no es significativa…

Si, pero debemos considerar que, el gasto en energía -que promediaremos en el 5% con subsidios- ascendería a 10% sin subsidios y en ese caso muchos hogares sí entrarían en “pobreza energética”. Es un indicador muy variable que depende de esta decisión de política energética que es qué parte del costo paga el Estado.

 Eso es variable entre países y gobiernos y también en el precio relativo de la energía en determinado momento.

Si tomamos como indicador la variabilidad del peso de ese indicador, la Argentina en los últimos años tuvo un aumento de la carga en el ingreso y luego una baja en la carga del ingreso que tiene que ver con la actualización de las tarifas. Con lo cual, tenemos en los ´90 una carga más o menos estable, después una baja paulatina en quince años por congelamiento de tarifas y aumento nominal del salario, una recomposición entre 2016 y 2019 y una caída que ahora se está revirtiendo un poquito. Esa variabilidad es más interesante de observar que el número absoluto en porcentaje.

¿De toda la masa de subsidios que porcentaje ocupa energía?

Algo más del 80%.

De ese porcentaje ¿cuánto va a la oferta y cuánto a la demanda?  

El único subsidio directo a la demanda es la garrafa social. El resto, tanto gas como energía eléctrica son un subsidios generalizados a la oferta. Va al mercado mayorista en general, en el caso del gas va todo a la oferta, fijado por el “Plan Gas”. En el caso de la energía eléctrica, es un subsidio a la demanda por el hecho de que el usuario no puede pagar el costo, está dispuesta a pagar un precio que la oferta no puede abastecer.

¿Podemos decir que hay subsidios “buenos” y subsidios “malos”?

Lo que podemos decir es que hay subsidios ineficientes y subsidios un poco más eficientes, nunca vamos a tener un 100% de eficiencia, el mundo ideal no existe, pero sí tenemos forma de hacer el gasto en subsidios más eficiente.

Hay una discusión amplia sobre cuál es el tipo de subsidio más eficiente. Hay quienes dicen que es mejor un cargo fijo, otros entienden que es mejor subsidiar un precio… hay muchas combinaciones.

Por eso se puede decir que hay buenas experiencias y buenas prácticas en la asignación de los subsidios y eso lo que hace es acotar la ineficiencia, las buenas prácticas son lo que la experiencia indica que hay cosas que funcionan eficientemente

Por ejemplo, la tarifa social es un diseño de asignación de recursos. Muchos países aplican fórmulas similares que han dado buenos resultados. Es un buen sistema de transferencia hablando siempre de energía.

Puede tener diversos diseños: cuánto se subsidia, si se subsidia el precio o un bloque de consumo, un bloque creciente o un bloque decreciente. Pero está claro que la idea de ayudar a los menos pudientes es positiva y  hay que focalizarse en ellos.

El problema es que hoy los que menos pueden son casi la mitad de la población. Hay una masa  importante que requiere la ayuda. Ese gasto es “rígido” y hay un porcentaje alto de la población a la que no se le puede quitar la ayuda. ¿se la puede reducir un poco? Si, es posible porque es muy poco lo que pagan, al menos como señal de precios, pero lo que no se puede hacer es dejarlos sin subsidios.

¿Podemos decir que el próximo gobierno, sea cual fuere, va a tener dificultades políticas si pretende una reducción abrupta de los subsidios?

Sin dudas. Es un tema muy complicado. Hoy el problema está en los N3. Recordemos que el régimen de segmentación de subsidios energéticos contempla tres niveles de usuarios: ingresos altos (N1), ingresos bajos (N2) e ingresos medios (N3).

Los N1 pagan el costo o algo muy cercano al costo, están identificadas las persona con mayores ingresos.  Los N2 son típicamente los beneficiarios de Tarifa Social, los jubilados, personas más vulnerables, monotributistas sociales, pero los N3 no están tan claros.

Hace poquito se publicó en la Encuesta Permanente de Hogares (EPH) del INDEC, donde dice que si ganas por encima de 200 y pico de miles de pesos formas parte del decil más rico de la población

Y la realidad es que los N3 están pagando el 17% del costo de la energía, es decir que tenemos una parte importante del decil más alto que todavía se los está subsidiando. Ahí hay una ineficiencia importante para trabajar y ese N3 debería recortarse en las puntas.

Un hogar con ingresos de novecientos mil pesos por mes (se lo coloca en el decil mas rico de la población) estaría pagando sólo el 17% de la energía eléctrica. Esto hay que  corregirlo. La segmentación del subsidio tuvo algunos logros parciales y algunas contras que son evidentes

Hace 22 años que nadie paga el 100% del precio de la energía, pero ahora hay un porcentaje cercano al 20% que paga el total del costo de la energía y donde se puso de manifiesto el verdadero costo del servicio.

Luego tenemos algunos errores de inclusión, donde no se identifica bien a un segmento y se subsidia a una parte de la población de altos ingresos. Evidentemente es costoso sumado all congelamiento que no parece muy racional. Además que los N2 y N3 paguen el promedio del 15% del costo es un problema, están muy lejos del costo total y habría que ver cómo se pueden acercar a los costos económicos mediante otro diseño.

Lo que está claro es que ningún sistema es sostenible cuando el 80% de la demanda paga el 15% del costo de la energía. Ese es el mayor trade off de los subsidios: accesibilidad y sostenibilidad del sistema, hay que lograr un mejor equilibrio.

Hay un tema que es relevante focalizar en la demanda vulnerable es una cuestión central de los subsidios que no se discute y a subsidio cero ningún país puede ir. Pero hay que hacer más eficientes la segmentación y resolver los problemas de exclusión e inclusión y hacerla un poquito más atractiva poner el foco en la eficiencia, en identificar los consumos, en la señales de precios, en definitiva asignar los recursos en forma más eficiente y eficaz.

En este esquema ¿Cómo pesan los acuerdos internacionales que la Argentina debe cumplir en materia de emisiones?

Es un punto que debe incluirse en la cuestión. El camino de la transición energética es un camino costoso, a pesar de que tenemos una matriz limpia, ya que no quemamos carbón. Pero el país asumió compromisos internacionales que implican que se deben adaptar tecnologías que no siempre son las más baratas que hay en el mercado, eso repercute en el costo, pero esto se debe tener en cuenta y contemplar mayores montos en la asignación de los subsidios para financiar el mayor costo tecnológico de esa transición.

Es un tema difícil, porque una buena planificación energética requiere del abastecimiento seguro y confiable con el mejor costo y no se contemplan  tecnologías limpias no convencionales. Si vamos a entrar de lleno en la transición hay que cuidar que la sociedad con 40% de pobres no sufra de forma marcada.

¿Se puede aplicar la motosierra?

Creo en el Estado como un movilizador del desarrollo, esto no quiere decir que sea un Estado tonto, que gasta mucho y mal. Creo en un Estado inteligente, que no necesariamente es un Estado más chico, sino que asigne mejor los recursos y con herramientas para determinar mejor las políticas, que no sea tan permeable a las presiones políticas en tiempos donde hay propuestas de motosierras y serruchos se tergiversa el sentido.

El Estado va a seguir estando presente tanto en la transición como en la asignación de los recursos vía subsidios. Yo no creo en la ausencia del Estado, tampoco creo en una presencia torpe. Si tiene que plantear lineamientos y plantear objetivos específicos de políticas energéticas y por supuesto no correr riesgos excesivos.

Hay asuntos que son propios de los privados, donde el Estado debe garantizar la libre competencia, la accesibilidad y claridad en las normativas. No creo en un Estado ausente y mucho menos en el otorgamiento de  subsidios que es una política que tiene que ver mucho con lo social, porque atraviesa a toda la sociedad y en particular en los hogares.

Es muy importante que el Estado tenga el control de las políticas energéticas, con esto no quiero decir que regale la energía, muy por el contrario, que lo haga lo suficientemente eficiente y abarcadora para garantizar el acceso de todos. Eficiente significa que la haga sostenible para que el sistema no se caiga.

Fíjese que Brasil tiene un bono eléctrico social, un descuento de la factura importante, Uruguay tiene algo similar, Chile también, con algunos atributos sociales,  comprobación previa de los medios de vida, una forma de identificar al usuario que lo requiere. Italia tiene el “bonus sociale” para personas en estado de vulnerabilidad y hogares de familia numerosa. Además Italia diferentes bonos para agua, gas y electricidad.

Reino Unido no tiene subsidios como política de estado pero si tiene ayudas temporarias, fundamentalmente cuando hace mucho frío, realiza una transferencia para el pago de la factura a los hogares identificados como vulnerables.

En la Argentina la Tarifa Social es algo más abarcativo, similar a Chile, Brasil o Uruguay y sigue esos lineamientos, dentro de las buenas prácticas.

Por eso la segmentación debe tender en algún momento a definir mejor a los beneficiarios para no caer en errores gruesos de inclusión o exclusión.

(N.D:R: En España hay un 25% para consumidores vulnerables que cumplan los requisitos establecidos. No obstante, excepcionalmente, hasta el 31 de diciembre de 2023 el descuento será del 65%. De un 40% para consumidores vulnerables severos que cumplan los requisitos establecidos. No obstante, excepcionalmente, hasta el 31 de diciembre de 2023 el descuento será del 80%.)

Pensando en una gran exportación de gas desde Vaca Muerta ¿cómo impactan los subsidios a las empresas?

En primer lugar lo que hace es cubrir los costos mediante las subastas, en el caso del gas lo que hace el Estado es garantizar la concurrencia al mercado. Si el gas no se pagase 3,5 dólares el millón de BTU(supongamos), posiblemente haya alguna dificultad en el flujo y en los stocks… no sabemos Quiere decir que si dejas a la demanda pagar lo que está dispuesta a pagar, no pagarían los 3,5 porque no puede…

No se claramente si esto tiene implicancias en la salud financiera de las empresas -supongo que sí- , ni tampoco sé si tiene implicancias en los proyectos de exportación que tienen, supongo que no, porque son cosas distintas, donde pesan más los precios internacionales, pero el hecho de subsidiar la demanda local significa un trampolín para exportar.

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La producción energética entre la motosierra y la continuidad

A priori, el sector energético no parece tener mayores preocupaciones por el resultado de las elecciones: está consolidado y con la producción en aumento, (salvo alguna leve desaceleración que según dicen podría ser por cuestiones técnicas) y el precio del crudo está en ascenso.

Por su parte el gobierno nacional viene incentivando la producción y la inversión en gasoductos (tramo 1 y 2 del GPNK) que aumentarán las posibilidades de ampliar el mercado para Vaca Muerta.

También se inauguró el oleoducto Vaca Muerta Oil Sur, que tendrá casi 600 kilómetros de longitud, atravesará la meseta patagónica de la provincia de Río Negro y conectará la zona productiva de YPF en Vaca Muerta, provincia de Neuquén, con Punta Colorada, en la costa atlántica de Río Negro.

El proyecto incluye la construcción de una terminal de exportación en las costas del Golfo San Matías. Otro caño reinaugurado es el Oleoducto Transandino (Otasa), que reactiva las exportaciones a Chile. Esa acción se complementa con el incentivo a inversiones en el shale, mediante el denominado dólar Vaca Muerta, que permitirá a las hidrocarburíferas que invierten en la provincia de Neuquén, liquidar el 25% de sus exportaciones de petróleo al tipo de cambio Contado Con Liquidación. Si se suma que en el mercado internacional los precios vienen aumentando en forma sostenida, el panorama es promisorio.

Producción

Las proyecciones de crecimiento de la producción para el mediano plazo son alentadoras. Las operaciones en Vaca Muerta en la cuenca neuquina vienen creciendo a paso firme; al igual que el shale de Palermo Aike en la cuenca Austral; y las posibilidades que abre el offshore en el mar argentino.

Es bueno recordar que la Argentina cuenta con unos 22 billones de m3 de shale gas y 27 mil millones de barriles de shale oil. Estas cifras colocan a la Argentina en el segundo país con más recursos de shale gas y el cuarto de shale oil en el mundo.

La producción ronda los 630 mil barriles/día de petróleo, con perspectivas de un sensible aumento hacia 2030 que podría trepar hasta los 750 mil barriles/día. En materia gasífera, de prosperar el proyecto de YPF de construcción de un polo licuefaccionador en Bahía Blanca, podría alcanzar exportaciones por 40 MMm3/d.

La reversión del Gasoducto del Norte, también contribuirá a la reducción de las importaciones bolivianas e incluso, abre la posibilidad de exportar a Brasil vía Bolivia, pero eso aún está por verse. Los propios bolivianos auguran caídas en sus ingresos por US$ 1.900 millones que, como contrapartida, no saldrán del Tesoro argentino.

Un dato significativo que orienta en ese sentido, son las etapas de fractura. En julio pasado se realizaron 1.398 etapas de fractura lo que significó un nuevo récord para la industria: YPF realizó el 47% de las fracturas, Vista el 14%, PAE 13%, y TOTAL el 7%. Por su parte Chevron alcanzó el 6%, Pampa Energía 6%, Shell 4% y Pluspetrol 3%

Superávit

Se espera un superávit energético para el año que viene que podría alcanzar un mínimo de US$ 1.500 millones. Las cifras proyectadas hacia 2040 con la construcción de la planta de LNG ,el saldo positivo rondaría cifras nunca antes vistas en el rubro.

Claro que aún resta la aprobación del proyecto de ley de promoción de las exportaciones de GNL, que proveerá las garantías regulatorias exigidas por los inversores, autorizando permisos para exportaciones en firme, para concluir un excelente año para el sector hidrocarburífero.

En medio de la campaña electoral y mostrándose extremadamente ejecutivo, Sergio Massa ordenó a ENARSA realizar la licitación de los ductos para el segundo tramo del Gasoducto Néstor Kirchner entre Salliqueló y San Jerónimo. El tendido -cuya primera etapa está en pleno funcionamiento- permitió un nuevo récord de producción en Neuquén, que alcanzó el volumen histórico de 97 millones de metros cúbicos diarios en promedio, de acuerdo al registro oficial de agosto.

En gira electoral por Neuquén el ministro candidato, reflotó dos viejos proyectos renovables que tiene en carpeta el gobierno provincial: el parque eólico Picún Leufú y la represa Cerro Rayoso. Hablando de renovables, si bien no se sabe cuándo entrarán en operación, las represas Nestor Kirchner y Gobernador Cepernic aliviarán la demanda de gas y líquidos para las térmicas, esto rara vez se menciona.

Un león en el Coliseo

Javier Milei es el único candidato que ha presentado un Plan Energético -además de la consabida dolarización- que se fundamenta en seis pilares: a) Autosuficiencia económica-financiera de los sistemas, a través de mercados libres y competitivos; b) derecho reglamentario del productor a exportar su producción; c) Obras de infraestructura energética por iniciativa privada y licitaciones internacionales; d) Seguridad de abastecimiento consistente con el objetivo de una balanza comercial energética positiva; e) Regulación del Estado en Mercados monopólicos, control de posición dominante y oligopolios, mediante un Ente regulador unificado, autárquico y profesionalizado y f) Matriz energética diversificada, segura, eficiente y sostenible, consistente con el objetivo de emisiones de netas de GEI, donde el Estado fija las pautas y los sectores y empresas deciden libremente.

Los enunciados son extremadamente generales para un sector complejo como el energético que requiere previsibilidad y de un fino equilibrio: estamos lejos de los mercados perfectos, por lo que en materia de producción, ventas e importación, la modificación de las actuales reglas podría ser catastrófico para algunos sectores, como por ejemplo, el de los combustibles líquidos.

Hay cierto temor en algunos estratos ejecutivos de las empresas del sector gasífero, que temen a la salida del actual esquema de precios y proyectos y temen también a la suspensión de los planes (Plan Gas) y obras además de un eventual descalabro en los precios internos.

Renovables

“El calentamiento global es otra de las mentiras del socialismo. Hace 10 o 15 años se discutía que el planeta se iba a congelar. Ahora discuten que se calienta, aquellos que conozcan cómo se hacen esas simulaciones van a ver que las funciones están sobresaturadas en determinados parámetros a propósito para generar miedo”. Dijo Javier Milei.

No obstante, sus convicciones se fueron modificando a medida que las encuestas lo consolidaban como un candidato con posibilidades. Es cierto cuando afirma que en materia ambiental los mercados (en particular la UE) utilizan la medición de las emisiones y la huella de carbono como barreras paraarancelarias, que combinadas con subsidios en especial al agro, limitan las importaciones provenientes de países con producción competitivas como la Argentina.

Al principio el negacionismo de Milei provocó una gran preocupación en el sector, pero Milei y su equipo con Eduardo Rodríguez Chirillo -de fluidos contactos con empresas españolas- a la cabeza lograron seducir al auditorio de empresarios e inversores en renovables.

En ese marco, anunció un boom inversor a partir de precios libres y el fin de las licitaciones de Cammesa. “Se terminó el comprador único. Esto tiene que ser todo privado, será todo contrato a término y se dejará de pagar el combustible a las centrales y distribuidoras”, dijo Rodríguez Chirillo, su principal referente en Energía.
Independientemente de los anuncios de campaña, -y de las bajas emisiones relativas del país- la Argentina debería cumplir con los con los compromisos ambientales asumidos a nivel internacional. Puede resultar una muy buena idea que Argentina conforme un mercado donde las empresas que sobrecumplan su meta de emisiones puedan comercializar ese excedente. “Se establecerá un mercado de permisos de emisión, con precios que surgirán de la oferta y la demanda” dijo Rodríguez Chirilo.
No obstante, esto requerirá de inversiones privadas, pero también de subsidios y en este último punto Milei parece inflexible.

Reforma

Según trascendió, Milei de llegar al sillón de Rivadavia, emprenderá una reforma de la estructura ministerial, creando “agencias” al estilo inglés o norteamericano, eliminado secretarias y ministerios. Estras agencias operarían mediante tasas específicas, que pagarán las empresas interesadas en gestiones tramites habilitaciones y gestión externa.

En materia de tarifas, el planteo es también generalista y superficial: “las tarifas, deberan permitir la inversión y la prestación de un servicio de calidad, se prevé una eliminación paulatina, programada y explícita de todos los subsidios al precio de la energía, procurando que las tarifas reflejen el costo económico del producto y del servicio,” afirma Milei y agrega “La energía tiene que valer lo que cuesta, para que fluyan las inversiones, la calidad de servicio y el ahorro de la energía”.

Para el servicio público de gas por redes anunció una revisión tarifaria integral (RTI) de manera acordada con los prestadores del servicio y “no forzada” para que “la calidad del servicio vuelva a los estándares internacionales, que permitan el crecimiento de infraestructura y consumo sin la intervención Estatal, en un mercado libre y competitivo.” Todo ello sin mencionar a la ley y a los contratos y acuerdos.

En cuanto a los Entes Reguladores, inicialmente se normalizará su funcionamiento en un todo de acuerdo a lo establecido en las leyes (24.065 y 24.076), en tanto que en el mediano plazo se procederá a su reformulación, unificación y profesionalización, “a fin de que funcione como lo hacen en Europa”.
Habrá que esperar a los comicios y luego ver qué rumbo tomará la pendular Argentina.

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Gas natural en firme al norte de Chile

Tras 17 años, se volvió a exportar gas argentino desde la provincia de Salta al norte de Chile, destacó la secretaría de Energía.

“En el día de ayer (2/10) se autorizaron exportaciones en firme –hasta abril del 2024– por 400.000 metros cúbicos día que se transportarán a través del Gasoducto Norandino desde Salta hasta la región norte de Chile”, detalló a secretaría a cargo de Flavia Royon.

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Tras 17 años, se volvió a exportar gas de Salta a Chile

La secretaria de Energía, Flavia Royon, destacó que se haya vuelto a exportar gas desde la provincia de Salta a Chile por primera vez en 17 años, a través del Gasoducto Norandino.

“Tras 17 años, se volvió a exportar gas desde Salta a Chile”, señaló Royon en un posteo en su cuenta X (ex Twitter), en el que precisó que el domingo 1° de octubre “se autorizaron exportaciones en firme – hasta abril del 2024 – por 400.000 m3/d (metros cúbicos diarios)”.

La funcionaria agregó que “estas exportaciones hacia el país vecino son el resultado de las políticas públicas contempladas en el plan Gas.Ar, impulsado por el ministro Sergio Massa, y de la puesta en marcha del primer tramo del Gasoducto Presidente Néstor Kirchner”.

Según datos del Instituto Nacional de Estadística y Censos (Indec), en el periodo enero-julio la Argentina exportó a Chile gas natural por US$ 556,.4 millones, con un crecimiento del 86,8% respecto del mismo período del año anterior.

Por su parte, la Cancillería precisó que entre octubre de 2022 y abril de este año, durante el período estival, se autorizaron exportaciones en firme por el Plan Gas.Ar por 9 millones de metros cúbicos diarios de la cuenca Neuquina (GasAndes).

Fuente: https://www.telam.com.ar/notas/202310/642134-exportacion-gas-salta-chile.html
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Nuevas obras en gas: la reversión del Gasoducto Norte

La empresa nacional Energía Argentina realizó este viernes la apertura de ofertas para la Reversión del Gasoducto Norte. Se trata de una obra complementaria del Gasoducto Presidente Néstor Kirchner, que permite transportar el gas extraído de Vaca Muerta hacia los grandes centros de consumo del país.

Con la “reversión”, el gas proveniente de pozos no convencionales podrá enviarse hacia las provincias del norte del país, a Bolivia, a medida que continúe avanzando el declino de dicha producción gasífera, y también al norte de Chile y Brasil. De acuerdo a estimaciones oficiales, permitiría ahorrar casi 2 mil millones de dólares por año en importaciones. Se espera que esté en funcionamiento para el invierno del año que viene.

Energía Argentina recibió tres ofertas de parte de firmas del sector privado para llevar adelante la obra: BTU S.A.; PUMPCO INC. y la unión transitoria TECHINT-SACDE. Demandará una inversión estimada de 710 millones de dólares de parte del Estado nacional, de los cuales 540 millones de dólares serán aportados por un crédito del Banco de Desarrollo para América Latina y el Caribe (CAF).

Gasoducto Norte

La obra consiste en la construcción de un nuevo ducto entre las localidades de Tío Pujio y La Carlota, en Córdoba, de 122 km de extensión, con caños de 36 pulgadas de diámetro. También incluye dos loops (ampliaciones) de 62 km junto a la traza del Gasoducto Norte, con caños de 30 pulgadas de diámetro. Asimismo, la reversión del sentido de inyección del gas en 4 plantas compresoras existentes en Córdoba, Santiago del Estero y Salta.

Se trata de obras consideradas complementarias de la Etapa 2 del Gasoducto Presidente Néstor Kirchner, que unirá la localidad bonaerense de Salliqueló con San Jerónimo en Santa Fe. La Reversión del Gasoducto Norte permitirá llevar el gas de Vaca Muerta a las industrias de Córdoba, Tucumán, La Rioja, Catamarca, Santiago del Estero, Salta y Jujuy, así como la conexión de hogares a las redes de gas natural y el desarrollo a escala de nuevas actividades industriales. Entre éstas últimas, el Gobierno destaca el impacto positivo que el gas tendría en el sector del litio.

“Estamos dando un paso fundamental con esta obra que cuenta con financiamiento de CAF y que nos va a permitir abastecer al norte de nuestro país con el gas de Vaca Muerta y la sustitución total del gas que importamos de Bolivia, lo que implica un ahorro de 1.960 millones de dólares y complementa el Gasoducto Presidente Néstor Kirchner”, indicó Agustín Gerez, presidente de Energía Argentina.

Las estimaciones oficiales también marcan que la obra permitirá “bajar el costo de generación eléctrica y del gas natural para las industrias del norte argentino y generará 3 mil puestos de trabajo directos y 12 mil indirectos. También será posible realizar exportaciones hacia el norte de Chile, al centro de Brasil y a Bolivia, y su habilitación está prevista para antes del invierno 2024“.

Con todo, se calcula que a partir de 2025, Argentina no necesite importar más gas para abastecer la demanda local. Es decir que se reemplazarían por producción local las compras de GNL y de Bolivia, aunque quedaría un remanente de envíos de combustibles líquidos para la generación.

Números

Mientras se amplía la capacidad de transporte, que es el cuello de botella del sector, avanza la producción. De acuerdo a las cifras oficiales, la producción de gas en agosto fue de 144,36 millones de metros cúbicos por día (MMm3/d), un valor en línea con los picos de 2019 y de julio de 2007. Además, entre enero y julio se exportaron 7,2 millones de m³/día, lo que equivale a un 22,2 por ciento superior al volumen del año anterior y 448 por ciento por encima de 2015.

En el caso del petróleo, la producción para el segmento enero-julio arrojó un aumento del 7,1 por ciento superior a la del mismo período en 2022 y del 17,1 por ciento frente a 2015. En tanto, las exportaciones de crudo en los primeros siete meses aumentaron 27,4 por ciento interanual y 172 por ciento en relación a 2015.

 

Fuente: https://www.pagina12.com.ar/593219-nuevas-obras-en-gas-la-reversion-del-gasoducto-norte

 

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Energía, la gran ausente del primer debate presidencial de Argentina

La Cámara Nacional Electoral (CNE) de Argentina organizó el primer debate entre los candidatos a la presidencia, de cara a las elecciones generales que se realizarán el domingo 22 de octubre, las cuales definirán quiénes gobernarán el país por los próximos cuatro años.

Javier Milei (La Libertad Avanza); Patricia Bullrich (Juntos por el Cambio); Sergio Massa (Unión por la Patria); Juan Schiaretti (Hacemos por Nuestro País) y Myriam Bregman (Frente de Izquierda) debatieron este domingo en Santiago del Estero, en torno a los tópicos de economía, educación y derechos humanos.

Sin embargo, el abordaje sobre la “energía” fue la gran ausente del primer debate presidencial 2023 de Argentina, principalmente en la temática de economía donde hubo más chicanas, réplicas y momentos de tensión entre los participantes.

Si bien hoy en día la Secretaría de Energía depende del Ministerio de Economía y que en reiteradas ocasiones se ha mencionado que el sector energético resulta crucial para el crecimiento del país, los candidatos prácticamente no hicieron mención a lo que sucederá en el futuro ni cómo proyectan avanzar en la materia.

Para ser precisos, Milei apuntó a la privatización de YPF, la empresa de composición mixta con mayoría de acciones estatales, aludiendo a que “vale once veces menos que cuando la bestia de Kicillof la nacionalizó”.

Por su parte, Massa fue el que más se explayó sobre el rumbo energético, dado que señaló que “Argentina debe entrar en un proceso de desarrollo” y que los gasoductos, la venta de energía al mundo y la exportación de valor agregado son el camino para “acumular reservas y fortalecer la moneda”, aunque no hizo mención explícita a las renovables ni al hidrógeno verde.

“Vamos a poner en marcha un programa de desarrollo exportador, que de alguna manera, valorará mucho mejor el trabajo argentino. No solamente nuestra energía, campo, minerales y economía del conocimiento, sino también las economías regionales y PyMEs tendrán reducción de impuestos con las nuevas exportaciones”, agregó el ministro de Economía de la Nación.

Mientras que el actual gobernador de Córdoba y representante de Hacemos por Nuestro País, Juan Schiaretti, propuso terminar con los subsidios “indiscriminados” a la economía; que las empresas públicas no tengan déficit; que Edenor, Edesur y AySA dejen de estar financiados por los usuarios de todo el país (considerando que sólo prestan servicio en AMBA) y redistribuir tales recursos.

A pesar de los magros comentarios en materia energética en esta oportunidad, se espera que en el próximo domingo, en el segundo debate entre los candidatos a ocupar el Sillón de Rivadavia a partir del 10 de diciembre, se ponga en agenda las temáticas de transición y cambio climático, teniendo en cuenta que el “desarrollo humano, vivienda y protección del ambiente” fui incluido tras lograr el  18,60% de la votación de la sociedad, como parte de la selección de los tópicos a ser tratados.

Asimismo, cabe recordar que, por medio de una petición enviada a la Casa Rosada, agrupaciones como Fundación Humedales, Banco de Bosques, Aves Argentinas, Fundación Vida Silvestre Argentina y Jóvenes por el Clima, entre otras, remarcaron la necesidad de debatir sobre cómo evitar la degradación de los ecosistemas naturales, la promoción de la restauración de ambientes y la aceleración de la transición energética hacia el uso de energías renovables.

“Consideramos que quien asuma la presidencia en diciembre de 2023 debe impulsar y mejorar medidas que potencien el desarrollo sostenible de la sociedad”, manifestaron en un comunicado.

A su vez, proponen incorporar en el código penal un título ambiental o sancionar una ley sobre delitos ambientales, que garantice el cumplimiento del «Acuerdo de Escazú» (de acceso a la información, la participación pública y el acceso a la justicia) en materia ambiental y de derechos humanos.

En relación a las actividades extractivas plantean desarrollar marcos regulatorios y protocolos que minimicen los impactos socio ambientales de este tipo de actividades, en especial en la minería de litio y la explotación de hidrocarburos. Y para ello, impulsan implementar una fuerte fiscalización gubernamental con participación de la sociedad civil y procurar el desarrollo de nuevas tecnologías que reduzcan el impacto ambiental de las actividades extractivas de recursos naturales no renovables.

 

Fuente: https://www.energiaestrategica.com/energia-la-gran-ausente-del-primer-debate-presidencial-de-argentina/

 

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Venezuela aumentó sus exportaciones de crudo

Venezuela en septiembre exportó más de 800.000 barriles por día (bpd), el segundo promedio mensual más alto de este año, a medida que la petrolera PDVSA y sus empresas mixtas recuperaron la producción, en particular en la Faja del Orinoco. El principal destino fue China.

Sin embargo, la producción de las empresas conjuntas de PDVSA y Chevron disminuyó en septiembre, de 147.000 bpd en agosto a 145.000 bpd, según los documentos de PDVSA y los datos de seguimiento de petroleros del London Stock Exchange (LSEG).

Chevron obtuvo el pasado noviembre una licencia del gobierno estadounidense para ampliar sus cuatro operaciones conjuntas, lo que le ha permitido aumentar constantemente la producción este año. La compañía espera aumentar el año próximo la producción combinada de sus empresas a 200.000 bpd mediante una nueva campaña de perforación.

El informe señaló que las mayores exportaciones han dado lugar a menores inventarios de la mezcla de petróleo insignia del país, Merey 16, lo que podría limitar las exportaciones en los próximos meses.

Durante el primer semestre del año, las exportaciones promediaron unos 670.000 barriles diarios, cerca de un 15% por encima del promedio del primer semestre de 202

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Offshore: lanzarán una nueva ronda para explorar el Mar Argentino

Para este año está prevista una segunda ronda de licitación para adjudicar áreas offshore y conocer más el potencial del Mar Argentino. Será en los próximos meses, según la consultora legal y regulatoria de la secretaría de Energía de la Nación, Verónica Tito. En los últimos años, las exploraciones offshore cargan con un historial de parates y reactivaciones. Este año, está prevista una segunda ronda de licitación para adjudicar áreas y conocer más el potencial del Mar Argentino. La decisión se concretará «en los próximos meses», adelantó la consultora legal y regulatoria de la secretaría de Energía de la Nación, […]

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El litio ya genera 30% de su facturación ‘minera’ y ahora se prepara para el boom del cobre

Milicic invirtió u$s 5 millones en maquinaria y camiones, para atender la creciente demanda de proyectos en Vaca Muerta y para anticiparse a la inmensa demanda que generarán los proyectos de cobre que están en maduración en la Argentina. En sus planes también está reforzar la presencia en países claves. El litio ya genera el 30% de la facturación de la unidad de negocios vinculada a la minería en Milicic, la compañía constructora y de servicios con grandes operaciones en Oil & Gas, energía e infraestructura de la Argentina y la región. Solo en las últimas dos semanas, la empresa […]

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Continúan en alza los envíos al exterior de petróleo y gas de Neuquén

El desarrollo de infraestructura de transporte permitió el incremento de exportaciones de hidrocarburos con respecto al año pasado. En el período enero-agosto de 2023 se vendieron al exterior 20,4 millones de barriles de petróleo (el 26% de la producción provincial), por un valor aproximado de 1.450 millones de dólares. De acuerdo con lo informado por el ministerio de Energía y Recursos Naturales, la cifra significa un incremento del 88 por ciento en los volúmenes exportados y del 39 por ciento en divisas con respecto a igual período de 2022. Al respecto, el gobernador Omar Gutiérrez expresó que “es una muy […]

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Hoy YPF presentará su estrategia de inversión a las PyMes de Olavarría

Es una charla dirigida a Pymes industriales para ayudarlas a conocer e identificar potenciales negocios a emprender en exploración costa afuera, desarrollo de GNL y desarrollo de Vaca Muerta. Requiere inscripción previa. Según acuerdo de Maximiliano Wesner, representantes de YPF, el Ministerio de Producción y la Subsecretaría de Energía de Bélgica realizarán en Olavarría una reunión de Pymes con el objetivo de incluir proveedores en sus proyectos de inversión. Ocurrirá este lunes. El objetivo del encuentro es presentar e identificar potenciales oportunidades de negocios para las PyMEs de la región en el contexto del desarrollo de YPF en Vaca Muerta, […]

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Cuatro proyectos neuquinos fueron premiados en el concurso INNOVAR

La ceremonia de entrega de premios fue encabezada por el ministro de Ciencia, Tecnología e Innovación de la Nación, Daniel Filmus. La 18º edición del concurso nacional de Innovaciones INNOVAR fue organizada por la Dirección de Articulación y Contenidos Audiovisuales. Cuatro ideas neuquinas resultaron triunfadoras en la categoría de escuelas técnicas y agrotécnicas del concurso Innovar, organizado por la dirección de Articulación y Contenidos Audiovisuales del ministerio de Ciencia, Tecnología e Innovación de la Nación. Se trata de las propuestas presentadas por el Instituto Tecnológico del Comahue de la ciudad de Neuquén y por la Escuela Provincial de Educación Técnica […]

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Argentina ratifica su liderazgo regional en temas nucleares en la Conferencia General del OIEA

La delegación de nuestro país sostuvo una agenda de actividades que incluyó la presentación de informes técnicos, reuniones bilaterales y la participación en diferentes foros científicos. Fueron presentados los avances de los principales proyectos nucleares en marcha: los reactores CAREM y RA-10 y el Centro Argentino de Protonterapia. El director general de OIEA Rafael Grossi destacó la importancia estratégica de esos proyectos y el rol clave de Argentina para el sector nuclear en los países de América Latina. Este viernes concluyó la 67° Conferencia General del Organismo Internacional de Energía Atómica (OIEA) en Viena, Austria, con intensa participación de la […]

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Cuestiones ambientales en la agenda del próximo presidente

Una iniciativa formada por organizaciones que trabajan en cuestiones medioambientales pide a los candidatos presidenciales de todos los partidos que aborden las cuestiones medioambientales en el período previo a las elecciones de 2023. Las organizaciones ambientalistas proponen discutir temas específicos de cara a las próximas elecciones generales del 22 de octubre con el fin de coordinar las actividades humanas para reducir el cambio ambiental, prevenir la degradación de los ecosistemas naturales, promover la restauración ambiental y acelerar la transición hacia fuentes de energía renovables. Creen que quien asuma la presidencia en diciembre de 2023 debe promover y fortalecer políticas que […]

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Empresa coreana impulsa la producción de combustibles renovables en Argentina

Posco Argentina, que ya posee proyectos de litio en Salta y Catamarca, selló con YPF Luz un memorando para construir una planta de hidrógeno verde. Sus trabajos en litio. YPF e YPF Luz firmaron en Seúl un Memorándum de Entendimiento sobre energías renovables con Posco, una de las principales productoras coreanas de acero a escala mundial y que en la Argentina posee el proyecto de litio Sal de Oro a una altitud de 4.000 metros, en el Salar del Hombre Muerto, en el límite entre Salta y Catamarca. El acuerdo se enmarca como un “Green Hydrogen Business Cooperation”, que incluye […]

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CADER realizó la Plenaria de Transición Energética

La Cámara Argentina de Energías Renovables (CADER) realizó una Plenaria de Transición Energética en la que se presentó el documento titulado «Propuesta legislativa integral para la Transición Energética en Argentina y su aprovechamiento como oportunidad de desarrollo». El documento elaborado por la propia CADER propone englobar el desarrollo de todo el sector hacia una matriz más limpia y sustentable, en línea con los compromisos internacionales asumidos por nuestro país en vistas de reducir las emisiones de gases de efecto invernadero hacia el año 2030, como también concebir una estrategia de desarrollo a largo plazo con el objetivo de alcanzar un […]

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Combustibles: se agrieta el congelamiento de precios y se agudiza la falta de gasoil para el transporte de cargas

La implementación del congelamiento, con el nuevo «dólar Vaca Muerta», quedó jaqueado por los aumentos del 2% al 5% registrados en el interior del país. Entre las distintas reacciones y análisis que dejó el primer debate de los candidatos presidenciales, el negocio de los combustibles arrancó el mes de octubre con dos señales de alerta que amenazan con sumar nuevos contratiempos económicos en medio de la incertidumbre política que domina el escenario electoral. La primera turbulencia está relacionada con los precios. El congelamiento de las naftas y el gasoil que el ministro de Economía y candidato de Unión por la […]

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Brasil busca explorar petróleo frente a la desembocadura del río Amazonas

El Gobierno brasileño reafirmó su confianza en que Petrobras recibirá la licencia para explorar petróleo frente a la desembocadura del río Amazonas, un área considerada como vulnerable, luego de que la petrolera recibiera autorización para perforaciones en dos áreas próximas. La confianza fue manifestada por el ministro de Minas y Energía, Alexandre Silveira, en un comunicado en el que celebró la decisión del Instituto Brasileño de Medio Ambiente (IBAMA) de concederle a Petrobras las respectivas licencias ambientales para realizar perforaciones exploratorias en una región de aguas profundas de la cuenca marina Potiguar. Esta cuenca está ubicada frente al litoral del […]

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Cómo es el proyecto de Ley que apoya Massa para reducir el IVA en la tarifa eléctrica

El Senado aprobó el jueves pasado un proyecto de Ley para reducir el Impuesto al Valor Agregado (IVA) en la tarifa de electricidad para usuarios residenciales y no residenciales en todo el país. La medida fue presentada Edgardo Kueider, senador de Entre Ríos por Unidad Federal, una escisión peronista del Frente de Todos, y es apoyada por el ministro de Economía y candidato a presidente, Sergio Massa.

El proyecto se presenta esta semana en Diputados y el oficialismo y aliados pretenden aprobarlo antes de las elecciones del 22 de octubre, según fuentes del Congreso consultadas por EconoJournal. El impacto del costo fiscal no lo asumen las provincias ya que Massa estableció en el proyecto de Ley de Presupuesto 2024 que será compensado por fondos coparticipables.

El texto aprobado en la Cámara Alta prevé también un aumento de las regalías que cobran las provincias generadoras de energía hidroeléctrica de 12% a 20% (Entre Ríos, Misiones, Neuquén, entre otras), que estarán destinadas exclusivamente a reducir la tarifa eléctrica final de los usuarios de esos distritos.

IVA

El proyecto original pretendía reducir en total un 16% el IVA de la tarifa eléctrica y dejarlo sólo en un 5%. Pero durante las negociaciones de los bloques parlamentarios la iniciativa se modificó. En concreto, el texto aprobado en el Senado reduce 5% el IVA en la tarifa para los hogares, es decir, de 21% pasa a 16%.

En las boletas de los usuarios de las provincias que van a percibir un aumento de regalías de la generación hidroeléctrica el impacto será mayor, pues el proyecto dice que las regalías «serán afectadas en su totalidad a reducir el costo de la tarifa eléctrica a consumidores finales dentro de la provincia”. El proyecto no establece cómo se destinarán esos fondos a reducir el valor de las tarifas. Kueider señaló a EconoJournal que cada jurisdicción deberá resolver cómo instrumenta esa rebaja.

El proyecto que se girará a Diputados también establece para usuarios no residenciales (pymes, pequeñas industrias y comercios) que se abastecen de la red de distribución una reducción de la mitad del IVA de la tarifa. En los hechos, para estos usuarios el IVA en las facturas bajará de 27% a 13%.

Coparticipación y negociación

El costo fiscal de este proyecto de Ley no lo asumirían las provincias, ya que Massa lo contempló, en acuerdo con los gobernadores, en el mecanismo de coparticipación del impuesto al Cheque y del impuesto Para una Argentina Inclusiva y Solidaria (PAIS) de la adenda del proyecto de Ley de Presupuesto 2024, donde pretende compensar la eliminación del Impuesto a las Ganancias, aprobado la semana pasada en el Congreso, y, también, la reducción del IVA a las tarifas eléctricas.

“Con esta coparticipación se va a hacer frente al impacto que causa la eliminación de Ganancias y la reducción del IVA en tarifas y así se evita un perjuicio fiscal para las provincias”, explicó Kueider a EconoJournal. El senador nacional por Entre Ríos, con el apoyo del gobernador Gustavo Bordet, hace varios meses que venía intentando que el bloque del Frente de Todos trate en el recinto el proyecto para reducir el IVA en las tarifas.

Incluso Kueider no bajó al recinto cuando se debatió en julio la continuidad como jueza de Casación de Ana María Figueroa, con relevancia para la causa Hotesur. En la sesión del jueves pasado, en cambio, ya con media sanción del proyecto para reducir el IVA en tarifas, sí bajó al recinto y votó el pliego de Figueroa.

El proyecto obtuvo en el Senado 36 votos afirmativos, 15 negativos y 2 abstenciones, por eso el oficialismo descuenta que lo voten los diputados del Frente de Todos, los peronistas de Córdoba y de algunos bloques más. Incluso podría contar con algún apoyo de la oposición. Por eso la cuenta que hacen en el Palacio de Hacienda es que podría aprobarse sin grandes sobresaltos antes del 22 de octubre.

Factor K y otros puntos

Los primeros artículos del texto hablan de un Factor K para describir el “Precio Estacional Diferenciado”. “El Precio Estacional (de la energía) será afectado por un FACTOR K que tenga en cuenta las características de los mercados eléctricos en cada una de las jurisdicciones del país”, aclara el artículo 2.

El apartado 3 afirma que el Factor K “tendrá una relación inversamente proporcional al Valor Agregado de Distribución (VAD) que le corresponde a cada uno de los agentes distribuidores del MEM” y deberá tener en cuenta área abastecida, cantidad de usuarios, energía consumida, longitud de las líneas eléctricas y otros que resulten representativos del servicio que se brinda (artículo 4). “El objetivo de que los usuarios del servicio eléctrico en Argentina paguen tarifas similares, independientemente del lugar donde se encuentren”, aclara el proyecto en el apartado de los fundamentos.

Además, el proyecto de Ley establece que las empresas distribuidoras no podrán cobran tributos o cargos extra (como tasas o contribuciones) para evitar que se encarezca el precio final de la boleta. En este caso, sólo podrá habilitar un cargo extra el ente regulador.

El proyecto también impulsa el aumento del precio que Cammesa, la compañía que administra el mercado eléctrico mayorista, le paga a la represa de Salto Grande por la energía que produce. “El 50% de los excedentes generados y girados a las provincias en la proporción respectiva, deberán ser destinados a la reducción de las tarifas eléctricas finales de cada jurisdicción”, dice el texto. Se fija la proporción de los excedentes de Salto Grande en un 67,5% para Entre Ríos, 25,7 para Corrientes y 5% para Misiones.

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, Roberto Bellato

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Allkem elevó su producción anual de litio de 16 a 22 millones de toneladas en la puna jujeña

La compañía australiana Allkem tiene a su cargo uno de los proyectos de litio que se encuentran en producción en el país. El desarrollo está ubicado en el norte de Jujuy, en el Salar de Olaroz, y en la actualidad produce carbonato de litio. A su vez, posee un segundo proyecto en la provincia -Cauchari- que se encuentra en la etapa de pre-desarrollo.

La minera dio a conocer los avances en los estudios técnicos para sus proyectos en la puna jujeña. El CEO de Allkem, Martín Pérez de Solay, fue quien estuvo a cargo de la presentación de los resultados y comunicó que ya ha finalizado la puesta en marcha de la segunda etapa del proyecto de Olaroz, con la primera producción húmeda que la compañía obtuvo en julio. Ante este escenario, el recurso del Salar de Olaroz se incrementó de 16 a 22 millones de toneladas de carbonato de litio equivalente (LCE), y alcanzaría los 28 millones de LCE cuando se combine con el recurso adyacente de Cauchari, el otro proyecto de la compañía.

Los costos operativos a largo plazo para la operación conjunta de las etapas 1 y 2 se estimaron en US$4.149 por tonelada de carbonato de litio equivalente, durante toda la vida de la mina.

Cauchari

En cuanto al segundo desarrollo que posee Allkem en Jujuy, ubicado al sur de Olaroz, que también producirá carbonato de litio, la empresa informó que se ha actualizado el estudio técnico de 2019 y que prevén una capacidad de producción de 25.000 toneladas por año y costos operativos de US$4.081 por tonelada de LCE.

Desde la minera proyectan la primera producción de este desarrollo para 2027. Para su obtención se utilizaría la infraestructura de Olaroz, con el objetivo de lograr una integración entre ambos proyectos.

En base a esto, Peréz de Solay sostuvo que “estas actualizaciones de proyectos confirman la robustez económica y la naturaleza de nivel uno de nuestro conjunto de activos, reduciendo aún más los riesgos de crecimiento de la compañía, la producción futura y la rentabilidad”.

Asimismo, el ejecutivo de Allkem planteó que “los estudios demuestran bajos costos y baja intensidad de capital que maximizarán los márgenes y el retorno para los accionistas a lo largo del ciclo de precios. La cartera de proyectos de Allkem nos proporciona una base sólida para mejorar nuestra estrategia de integración vertical y relaciones aguas abajo en la cadena de suministro global”.

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, Loana Tejero

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Advierten fallas en la Ventanilla Única que complicaría el desenlace de la asignación de capacidad de red para renovables

A través de la Resolución 101 017 DE 2023 (VER), la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) fijó la fecha máxima del 6 de octubre para la radicación de las solicitudes de asignación de capacidad de transporte; es decir, hasta este viernes.

De mantenerse esta fecha, y no modificarse tal como sucedió en mayo pasado, se perciben algunos problemas por un mal funcionamiento de la Ventanilla Única, allí donde deben radicarse los proyectos de manera digital.

En una entrevista para Energía Estratégica, Hemberth Suárez Lozano, Socio fundador de OGE Legal Services, analiza esta problemática y opina sobre el interés del sector empresario por esta convocatoria.

¿A qué se debe la imposibilidad de radicar proyectos?

La plataforma de la Ventanilla Única está bloqueando el cargue de las solicitudes de asignación de capacidad de transporte. Esto no es culpa de la UPME, esto debe obedecer a la cantidad de solicitudes e información que se está intentado ingresar a la Ventanilla Única.

¿Cómo es la dinámica de cargar la solicitud y en dónde se está presentando el inconveniente?

La dinámica del cargue de la solicitud es la siguiente:

Primero se registra una “Información Básica.” Que corresponde a NIT, nombre de la sociedad (La SPV) nombre del proyecto, tipo de usuario, actividad económica, nombre y correos de contacto.

Segundo paso la Ventanilla arroja un “CASO IB UPME”

Tercer paso se hace clic en la pestaña “NUEVO CASO” y hasta allí está llegando la Ventanilla porque está arrojando un mensaje de “caso abierto, no es posible continuar.” Ahí se está presentando el bloqueo. Tenemos clientes que están en esa situación desde el 21 de septiembre.

¿Cómo afecta esta situación en el desempate de proyectos a asignar?

Fenece la correcta formación de ese criterio porque quien esté listo para radicar queda a la espera de que se habilite la plataforma.

El primero en el tiempo no será el que tenga todos los estudios listos con tiempo y logre realizar el cargue de la solicitud. Realmente el primero será aquel que de aquí al viernes haga más “refresh” a la Ventanilla Única para ver si se desbloqueó el cargue.

Esa espera castiga al participante que fue diligente frente al solicitante que no ha logrado radicar con antelación, me refiero a aquel que deja todo para el final.

¿La UPME está dando respuestas a los promotores que no están pudiendo radicar proyectos?

Algo que se debe precisar es que el inconveniente no lo veo atribuible a la UPME. Es un tema de falla tecnológica que puede obedecer a las cantidades de solicitudes que se pretenden cargar en la Ventanilla Única. Máxime cuando hasta el 2025 se volverá a abrir la ventanilla para radicar solicitudes de asignación de capacidad.

En cuanto a las respuestas de las UPME, sí, sí están abiertos los canales a través de los correos institucionales, pero al momento de esta entrevista persiste el bloqueo.

¿Legalmente los promotores podrían iniciar alguna acción legal para incorporar su proyecto?

Lo que legalmente se podría hacer es ampliar el plazo para la presentación de la solicitud de asignación de capacidad. Los interesados pueden enviar esa solicitud de ampliación a la CREG. Se debería ampliar al menos en dos semanas, esto mientras se soluciona el problema con la plataforma.

¿Qué cantidad de proyectos considera que se podrían presentar en esta convocatoria, teniendo en cuenta que en la primera se introdujeron 843 solicitudes de conexión, por alrededor de 56.000 MW? ¿Podría darse una situación similar?

Desde luego. Serán más de 843 solicitudes porque Colombia está viviendo una “Canibalización” por desarrollar proyectos con Fuentes No Convencionales de Energía Renovable.

Y en aquel momento fueron asignados 7.493 MW. ¿Es probable que se asigne un volumen similar?

Pienso que más. Me arriesgo a decir que habrá más asignaciones. Lo sustento en esto:

El anterior Gobierno fue Pro-Renovables y el actual Gobierno le ha dado continuidad a la política de masificar el portafolio de generación con energías renovables.
El costo de las hectáreas y la saturación de la red de transmisión en Europa y en la Península Ibérica, junto con lo bondadoso que es el peso colombiano frente al dólar o al euro nos hace atractivos.
Si bien hay interés por parte de empresas locales en presentar las solicitudes, también hay interés por parte de empresas extranjeras. Chilenas, italianas, españolas, entre otras.
El Mercado Colombiano identificó los “Proyectos bluff” y eso le da seriedad a las “Eco-Transacciones”.

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Un consorcio pidió derechos de exploración de crudo en Líbano

Según un comunicado del Ministerio de Energía del Líbano, el consorcio integrado por TotalEnergies, ENI y Qatar Energy, presentó dos solicitudes apenas una hora antes de que expirase la última extensión del plazo para optar a licencias de exploración, una ronda que se abrió por primera vez en 2019 y que desde entonces fue prorrogada en diversas ocasiones.

Las tres compañías solicitaron los derechos de exploración para los bloques 8 y 10, adyacentes a la parcela número 9, que ya les fue adjudicada en 2018 durante una ronda anterior de concesión de licencias y en la que finalmente comenzaron a buscar potenciales reservas de gas a finales del pasado agosto.

Tras muchos retrasos, el proceso para excavar en el bloque 9 avanzó después de que el Líbano e Israel firmaran el pasado año un histórico acuerdo para delinear sus fronteras marítimas, y con el que quedaron zanjados desacuerdos territoriales que afectaban a esa parcela libanesa.

TotalEnergies y ENI firmaron paralelamente un acuerdo marco con Israel que les permitió iniciar la exploración en aguas libanesas antes disputadas, si bien el gigante galo había asegurado en 2018 que solo alrededor del 8 % de la superficie del bloque 9 estaba afectado por la disputa fronteriza.

En la ronda finalizada se ofertaban licencias de exploración para un total de ocho parcelas diferentes, que van desde los 2.374 kilómetros cuadrados, en el caso de la más grande, hasta los 1.201 kilómetros cuadrados de la de menor magnitud.

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Martina Azcurra al frente del Instituto Petroquímico Argentino

El Instituto Petroquímico Argentino (IPA) llevó adelante la Asamblea Anual Ordinaria de socios de manera híbrida (presencial y virtual) y anunció la designación de Martina Azcurra, de YPF S.A., como presidente de la entidad por el próximo período de dos años. De la misma participaron miembros del Consejo Directivo, instituciones educativas y socios personales.
 
Entre las nuevas autoridades que acompañan esta gestión se destacan: Pablo Popik de compañía MEGA en el cargo de vicepresidente; y Juan Pablo Ceballos de Petroquímica Río Tercero como tesorero. Por su parte, como director ejecutivo del IPA continuará Gabriel Rodríguez Garrido.
 
María Martina Azcurra, de profesión Contadora Pública y Licenciada en Administración, y cuenta con un Master en Dirección de Empresas. Es miembro suplente del Directorio de YPF S.A. y de Compañía Mega S.A. Actualmente se desempeña en YPF como Gerente Ejecutiva del negocio de Química en la Vicepresidencia de Comercialización y es presidente de Profertil S.A. Trabaja en YPF desde 1991, desarrollando su carrera principalmente en áreas comerciales del Downstream.
 
Durante la presentación, presencial y virtual, frente a las distintas autoridades y socios de la Institución, la recientemente designada presidenta del IPA agradeció la confianza de los integrantes de la entidad para ejercer su cargo por el período 2023-2025.
 
En este sentido, Azcurra señaló que entre sus principales ejes de trabajo al frente del IPA serán “la de seguir logrando una base sólida para la dirección y gestión de la entidad, mediante la integración y diversidad en el sector químico y petroquímico, y fundamentalmente establecer una serie de lineamientos que guíen las acciones y políticas para lograr los objetivos educativos y administrativos, según las metas específicas de la institución”. Y destacó que “la flexibilidad y la capacidad de respuesta a los cambios son esenciales para el éxito a largo plazo en el campo de la educación”.
 
El Instituto Petroquímico Argentino continuará acompañando a sus socios y a todos los sectores educativos y de generación de conocimiento de la industria, para promover un crecimiento sostenible por medio de las diversas iniciativas del IPA y de sus organizaciones socias.
 

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La Fortaleza de Puerto Rico subasta su propio sistema de energía solar y baterías

Puerto Rico avanza en una nueva convocatoria abierta vinculada al Diseño y Construcción de un Sistema de Generación de Energía Solar para el Complejo de La Fortaleza en San Juan.

«En total, se prevé el diseño e instalación de aproximadamente 850 kW de energía solar fotovoltaica, 100kWh en baterías de resguardo para cargas críticas y cuatro estaciones de recarga para vehículos eléctricos», precisó Francisco Berríos Portela, secretario auxiliar de Asuntos Energéticos en La Fortaleza.

Se calcula que esta iniciativa proveerá aproximadamente el 35% del total de consumo energético actual de todo el complejo de La Fortaleza y que a su vez se complementará con otros proyectos en curso como la instalación de bombillas LED que ayudarán a reducir el consumo energético de las facilidades.

Durante la semana pasada se celebraron las reuniones presubasta requeridas del proceso y hubo una participación concurrida con 8 empresas participantes, según reveló Berríos Portela a Energía Estratégica.

El proceso para la contratación de este proyecto está siendo liderado por la Autoridad para el Financiamiento para Infraestructura (AFI) y los fondos provienen de una asignación de fondos de la Ley del Plan de Rescate Americano (ARPA, por sus siglas en inglés).

«Este proyecto se suma a la transición hacia fuentes de energía renovable en todas las escalas ocurriendo en Puerto Rico, incluyendo instalaciones gubernamentales», observó Berríos Portela.

Es preciso recordar que se están impulsando diversas iniciativas que aumentarán la penetración de energías renovables en distintos segmentos del mercado puertorriqueño.

Además de estar transitando tres Solicitudes de Propuesta (RPF) para proyectos renovables y de almacenamiento energético (ver más), suma cada vez más programas como aquellos vinculados a la Reparación, Reconstrucción y Relocalización (R3), el programa de Incentivo Solar, el Community Energy and Water Resilience Installations (CEWRI), entre otros.

Con esta subasta para un sistema propio en La Fortaleza, el gobierno puertorriqueño predica con el ejemplo y da cuenta de su compromiso con la sostenibilidad ya que el proyecto persigue maximizar los espacios disponibles en los techos y áreas de estacionamiento en sus diferentes edificios históricos para la producción de energía renovable.

«El complejo de La Fortaleza es uno de los lugares históricos más importantes de nuestra isla que incluye el Palacio de Santa Catalina, donde ubica oficina y residencia del Gobernador de Puerto Rico, así como oficinas del personal que compone parte de su equipo de trabajo», valoró Berríos Portela.

Lo que sigue 

Los Licitadores deberán presentar sus propuestas en cumplimiento con los requisitos que se establecen en las Instrucciones al Proponente (ITP, por sus siglas en inglés), que forman parte de los Pliegos de Subasta (valor $100.00).

La Entrega de Propuestas se llevará a cabo el martes, 17 de octubre de 2023, desde las 9:00a.m. hasta las 4:00p.m. (AST) entrando por la Ave. De Diego, frente al Museo de Arte, en el Área de la Plazoleta, Edificio de AAFFAF en el Piso P del Centro Gubernamental de Minillas, Roberto Sánchez Vilella, Torre Central, San Juan, P.R.

En tanto que, la apertura de ofertas sería vía videoconferencia y se llevará a cabo el miércoles, 18 de octubre de 2023, a las 11:00a.m. (AST).

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Con el hidrógeno verde, se reducirían hasta 7,6 millones de toneladas de CO2 al año para 2050 en México

Los avances en la investigación y el desarrollo de tecnologías de energía limpia están abriendo nuevas perspectivas para México en su lucha contra el cambio climático. 

Un reciente estudio realizado por la Agencia Alemana de Cooperación Internacional (GIZ) titulado «Hidrógeno verde en México: el potencial de la transformación. Tomo VI: Análisis de la cadena de valor local y del potencial de exportación de hidrógeno» revela el impacto transformador que el vector energético podría tener en el país.

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Transformando la economía y la industria

El informe destaca el potencial del hidrógeno verde para revolucionar diversos sectores de la economía mexicana. En la manufactura de tecnologías de hidrógeno, México podría destacar como un país competitivo en la producción de turbinas de generación eléctrica de hidrógeno, así como en la fabricación de equipos de acondicionamiento, transporte y almacenamiento.

La industria automotriz también tiene un camino prometedor, aprovechando su sólida infraestructura para fabricar vehículos de celdas de combustible de hidrógeno (FCEV), lo que podría posicionar al país como líder mundial en esta tecnología.

Reducción de emisiones y mitigación del cambio climático

Uno de los aspectos más destacados del reporte es la capacidad del hidrógeno verde para reducir las emisiones de gases de efecto invernadero (GEI) en México. Para el año 2050, la sustitución de combustibles fósiles por hidrógeno verde en la generación eléctrica y la industria podría reducir hasta 7,6 millones de toneladas de CO2 equivalente por año. Además, la introducción del hidrógeno verde en refinerías y la producción de amoníaco en el país podrían evitar la emisión de más de 3.2 millones de toneladas de CO2 equivalente al año.

Creación de empleo y oportunidades de negocio

La adopción del hidrógeno verde también promete la creación de empleos en México. De acuerdo a las estimaciones de GIZ, para 2050 podrían generarse alrededor de 90,000 empleos en el país. La producción de hidrógeno y la infraestructura relacionada serían las áreas de mayor creación de empleo, seguidas de cerca por el despliegue de la infraestructura de reabastecimiento de hidrógeno y la producción de FCEV en el sector de transporte público y carga.

Impulso a los mercados y la inversión

La economía del hidrógeno verde no solo beneficiaría al medio ambiente y al empleo, sino que también crearía oportunidades de negocio significativas. Según el relevamiento, se espera que solo PEMEX y CFE generen un impacto económico de aproximadamente 100 millones de dólares al año para 2030 y más de 1.3 mil millones de dólares al año para 2050, satisfaciendo su demanda de hidrógeno. Las mayores oportunidades de inversión privada se encuentran en los CAEX mineros y la reducción de minerales, que representan aproximadamente el 80% del impacto económico del mercado, con un tamaño estimado de 800 millones de dólares al año para 2050.

Recomendaciones para un futuro sostenible

El informe también hace hincapié en la importancia de políticas y regulaciones favorables para promover la adopción del hidrógeno en México. Se recomienda incluir el hidrógeno en la política climática del país, promover las energías renovables desde el punto de vista político y regulatorio, y desarrollar una Hoja de Ruta Nacional o Estrategia del Hidrógeno con objetivos y acciones definidas. 

Además, se insta a asignar o facilitar financiamiento para el desarrollo y la adopción de infraestructuras y tecnologías de hidrógeno verde.

Un futuro brillante para México en la economía del hidrógeno verde

México, con su abundancia de recursos de energía renovable y su posición estratégica, está bien posicionado para liderar la transición hacia el hidrógeno verde. Además de satisfacer las necesidades nacionales, el país tiene el potencial de exportar hidrógeno a mercados internacionales, como Europa y Asia, generando nuevas oportunidades de negocio y contribuyendo a la transición global hacia una energía más limpia. 

Con un mercado objetivo de 330 millones de dólares para 2030 y la posibilidad de exportación a California a un costo altamente competitivo a través de gasoductos, México está en el camino hacia un futuro más sostenible y próspero.

 

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Mainstream Renewable Power logra aprobación de su propuesta de reorganización judicial en Chile

La empresa Mainstream Renewable Power recibió una buena noticia financiera al iniciar el mes de octubre: los bancos acreedores de Cóndor Energía y Huemul Energía (dos de sus filiales en Chile) aprobaron por unanimidad la propuesta de reorganización judicial presentada por la compañía. 

«Es un paso importante, pero aún queda trabajo por hacer, confiamos en que el Gobierno gestionará las medidas necesarias para corregir las distorsiones del mercado y así lograr un mercado  competitivo, con espacio para nuevos actores y con el interés de inversionistas extranjeros en nuevos  proyectos”, mencionó Manuel Tagle, Gerente General de Mainstream Latam. 

“Dado que la única manera de descarbonizar el país, es a través de una mayor inversión en energías renovables, lo que a su vez requiere de una mayor inversión en las líneas de transmisión  necesarias”, agregó. 

Cabe recordar que el proceso de reestructuración judicial significará un desembolso de alrededor de US$1.800 millones y forma parte de una estrategia en búsqueda de sostenibilidad de las empresas filiales en el país andino, luego de las pérdidas financieras sufridas en el sector renovables, principalmente por desacople de precios y los vertimientos causados por la congestión de la red de transmisión.

Incluso, a principios de junio Mainstream Renewable Power le solicitó al Coordinador Eléctrico Nacional (CEN) la suspensión temporal del mercado de corto plazo de su parque eólico Caman, de 148,5 MW de capacidad, ubicado en la Región de Los Ríos, debido a una serie de factores “inimputables” a la compañía y que “escapan de su esfera de control». 

Hecho que generó el retraso en la construcción y que la entidad no pueda cumplir con sus obligaciones de pago de las transferencias económicas determinadas por el CEN, resultantes de los balances de los meses de marzo y abril del corriente año. 

Pero a través del mencionado procedimiento de reorganización, la firma de capitales noruegos, japoneses e irlandeses preveía reestructurar sus activos, renegociar deudas financieras e inyectar nuevos capitales a las filiales en el país. 

Y de acuerdo a información compartida por la compañía, se espera que el procedimiento de reorganización judicial concluya con la consumación de la transacción “en las próximas semanas”.

De este modo la compañía podría darle continuidad a su plataforma Andes Renovables en Chile, la cual está compuesta por diez proyectos (siete eólicos, tres solares) que suman cerca de 1,4 GW de capacidad y que se está construyendo bajo las carteras de “Cóndor”, “Huemul” y “Copihue”. 

La primera de ellas está integrada por 571 MW de potencia entre tres activos eólicos (Tchamma, Cerro Tigre y Alena) y uno fotovoltaico (Río Escondido), que ya se encuentran en operación tras una inversión de 580 millones de dólares y genera suficiente electricidad sostenible para abastecer a 680.000 hogares. 

La etapa denominada “Huemul” se compone de tres parques eólicos onshore (Ckhúri, Llanos del Viento y Puelche Sur) y dos solares (Pampa Tigre y Valle Escondido) que, en su conjunto, suman 630 MW de capacidad y generan energía capaz de abastecer a 781.000 familias. 

Mientras que Copihue (última fase de la plataforma Andes Renovables) consta de la mencionada central eólica Caman, que en ciertas oportunidades sufrió ataques vandálicos debido al territorio donde se construye, entre otros motivos. 

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Debate presidencial en Ecuador: qué dijeron los candidatos sobre Energía

Luego de que Guillermo Lasso disolviera la Asamblea Nacional y convocará a elecciones el 21 de agosto, Ecuador tuvo un proceso electoral general anticipado.

En esas elecciones, los dos candidatos que recibieron la mayoría de los votos e irán a balotaje son Luisa González del partido Movimiento Revolución Ciudadana (con el 33,30 % de los votos) y Daniel Noboa, del Movimiento ADN (con el 23,66 % de los votos).

En este marco, el pasado domingo, se llevó adelante el segundo debate presidencial entre ambos candidatos ecuatorianos quienes competirán en las próximas elecciones del 15 de octubre.

Quien gane gobernará durante un año y medio ya que en mayo del 2025 se definirá el nuevo gobierno.

Las declaraciones de los candidatos

Si bien disputan la presidencia por un periodo corto, se hicieron propuestas en materia de Energía para mitigar efectos sociales y económicos teniendo en cuenta el advenimiento de “El Niño”, fenómeno que preocupa a la población ecuatoriana.

Noboa: “El fenómeno de El Niño nos va a afectar a todos los ciudadanos, (…) tenemos un plan de vivienda bastante claro, daremos un crédito a largo plazo al 4%, hay que recuperar también todo lo que nos han robado a lo largo de los años”.

“Vamos a fortalecer la salud y educación pública que no sean privatizables. También daremos sistemas de drenaje al pequeño y mediano agricultor y un sistema de control de plagas para que así puedan salir adelante. También es esencial dar créditos de emergencia, ayudar en el financiamiento al pequeño y mediano productor”

González: “Lo primero es salvar vidas, lo segundo lo económico, lo tercero la infraestructura y lo cuarto el trabajo conjunto con los GAD. (…) En cuanto a lo económico, restableceremos líneas de crédito, recompondremos las deudas y haremos un refinanciamiento y condonaciones de deudas a quien lo necesita. En infraestructura, queremos declarar emergencia en el sector de la vialidad para poder rehabilitar de manera urgente las vías, los puertos pesqueros y artesanales, puentes que se puedan destruir. Buscamos el trabajo coordinado con los gobiernos autónomos para dar atención rápida y oportuna a nuestra gente”.

“Además, vamos a financiar con dinero de los multilaterales que tienen créditos para este tipo de contingencia como la CAF y el Banco Mundial. Posiblemente, hay una afectación de entre 2.000 y 3.000 millones de dólares, que los vamos a conseguir con esos créditos multilaterales y otra parte con créditos fiscales”.

También se habló de la minería ilegal, fenómeno que destruye recursos naturales y que pone en riesgo la Amazonia. Ambos se manifestaron en contra y propusieron medidas para combatir la actividad ilícita.

González: “Donde existe un recurso mineral, existe una proyección de explotarlo, por lo tanto debe haber presencia del Estado para proteger el medio ambiente y que exista una extracción ordenada y regulada. En cuanto a un impacto regional, ya existe dentro de la Comunidad Andina, una norma que es la decisión 774, que norma la minería ilegal”. 

“Buscamos fortalecer el trabajo en torno a esta normativa para tomar control, pero también voy a devolver la institucionalidad. Queremos volver a tener el Ministerio de Energía y Minas para regular la extracción de los recursos mineros o la protección del medio ambiente y la Agencia de Regulación y Control. También solicitamos una auditoría de las concesiones que se han hecho para ver si se está protegiendo el medio ambiente. Si se está entregando las regalías de manera adecuada al gobierno”.

Noboa: “Debemos tener un balance de protección del medio ambiente con beneficios económicos para poder darles programas sociales que tanto necesitan los ecuatorianos. Se necesita una estabilidad entre la protección del ambiente y el desarrollo económico. Estoy totalmente en contra de la minería ilegal, porque el Estado debe tener mejores ingresos y al mismo tiempo proteger el medio ambiente”.

“Cero tolerancia a la minería ilegal. Debe existir cooperación y cruce de información entre las naciones. Segundo debemos controlar la minería de este país, debemos regularizar a los mineros pequeños para que puedan tener el beneficio de proyectos con fomentos productivos de parte del Estado. El Estado debe fortalecer su sector minero, siempre y cuando esté cuidando el medio ambiente. Nosotros debemos tener normas más estrictas de ambiente en el mundo, pero al mismo tiempo debemos financiar nuestros proyectos sociales”.

Se estima que en 2023 el Ecuador nuevamente tenga un déficit fiscal del %% de PIB. En este contexto, los candidatos plantearon medidas para mantener el equilibrio de las finanzas públicas, garantizar el sistema de dolarización y apalancar la política social sostenible.

Noboa: “Tenemos que hacer un país competitivo, hoy en día Ecuador no lo es. Deberíamos tener una electricidad a un costo más bajo, un costo de combustibles más bajo, un desarrollo de infraestructura de riego para pequeños agricultores, sin olvidarnos también de un sistema tributario que fomente la generación de empleo. Vamos a invertir en distribución y transmisión eléctrica, vamos a refinar nuestro petróleo para tener diésel a bajo costo en las refinerías que ya existen”. 

González: “Actualmente está en los índices más bajos de los últimos años, por otra parte, planteamos la reducción en un 30% de esas exenciones tributarias que no son eficientes. Aquí no se trata solamente de lo técnico, se trata de la voluntad política de reactivar la economía, de devolver el empleo con políticas realizables”.

“Van 15 años hablando de desdolarización, lo que voy a hacer es inyectar recursos a la economía, aumentar la productividad y la producción todo lo que es la industria nacional fortalecerla para sostener y fortalecer la dolarización”.

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Energía, la gran ausente del primer debate presidencial de Argentina

La Cámara Nacional Electoral (CNE) de Argentina organizó el primer debate entre los candidatos a la presidencia, de cara a las elecciones generales que se realizarán el domingo 22 de octubre, las cuales definirán quiénes gobernarán el país por los próximos cuatro años. 

Javier Milei (La Libertad Avanza); Patricia Bullrich (Juntos por el Cambio); Sergio Massa (Unión por la Patria); Juan Schiaretti (Hacemos por Nuestro País) y Myriam Bregman (Frente de Izquierda) debatieron este domingo en Santiago del Estero, en torno a los tópicos de economía, educación y derechos humanos. 

Sin embargo, el abordaje sobre la “energía” fue la gran ausente del primer debate presidencial 2023 de Argentina, principalmente en la temática de economía donde hubo más chicanas, réplicas y momentos de tensión entre los participantes. 

Si bien hoy en día la Secretaría de Energía depende del Ministerio de Economía y que en reiteradas ocasiones se ha mencionado que el sector energético resulta crucial para el crecimiento del país, los candidatos prácticamente no hicieron mención a lo que sucederá en el futuro ni cómo proyectan avanzar en la materia. 

Para ser precisos, Milei apuntó a la privatización de YPF, la empresa de composición mixta con mayoría de acciones estatales, aludiendo a que “vale once veces menos que cuando la bestia de Kicillof la nacionalizó”.

Por su parte, Massa fue el que más se explayó sobre el rumbo energético, dado que señaló que “Argentina debe entrar en un proceso de desarrollo” y que los gasoductos, la venta de energía al mundo y la exportación de valor agregado son el camino para “acumular reservas y fortalecer la moneda”, aunque no hizo mención explícita a las renovables ni al hidrógeno verde. 

“Vamos a poner en marcha un programa de desarrollo exportador, que de alguna manera, valorará mucho mejor el trabajo argentino. No solamente nuestra energía, campo, minerales y economía del conocimiento, sino también las economías regionales y PyMEs tendrán reducción de impuestos con las nuevas exportaciones”, agregó el ministro de Economía de la Nación. 

Mientras que el actual gobernador de Córdoba y representante de Hacemos por Nuestro País, Juan Schiaretti, propuso terminar con los subsidios “indiscriminados” a la economía; que las empresas públicas no tengan déficit; que Edenor, Edesur y AySA dejen de estar financiados por los usuarios de todo el país (considerando que sólo prestan servicio en AMBA) y redistribuir tales recursos.

Uno por uno, las políticas sustentables de los precandidatos a la presidencia de Argentina

A pesar de los magros comentarios en materia energética en esta oportunidad, se espera que en el próximo domingo, en el segundo debate entre los candidatos a ocupar el Sillón de Rivadavia a partir del 10 de diciembre, se ponga en agenda las temáticas de transición y cambio climático, teniendo en cuenta que el “desarrollo humano, vivienda y protección del ambiente” fui incluido tras lograr el  18,60% de la votación de la sociedad, como parte de la selección de los tópicos a ser tratados.

Asimismo, cabe recordar que, por medio de una petición enviada a la Casa Rosada, agrupaciones como Fundación Humedales, Banco de Bosques, Aves Argentinas, Fundación Vida Silvestre Argentina y Jóvenes por el Clima, entre otras, remarcaron la necesidad de debatir sobre cómo evitar la degradación de los ecosistemas naturales, la promoción de la restauración de ambientes y la aceleración de la transición energética hacia el uso de energías renovables.

“Consideramos que quien asuma la presidencia en diciembre de 2023 debe impulsar y mejorar medidas que potencien el desarrollo sostenible de la sociedad”, manifestaron en un comunicado. 

A su vez, proponen incorporar en el código penal un título ambiental o sancionar una ley sobre delitos ambientales, que garantice el cumplimiento del «Acuerdo de Escazú» (de acceso a la información, la participación pública y el acceso a la justicia) en materia ambiental y de derechos humanos.

En relación a las actividades extractivas plantean desarrollar marcos regulatorios y protocolos que minimicen los impactos socio ambientales de este tipo de actividades, en especial en la minería de litio y la explotación de hidrocarburos. Y para ello, impulsan implementar una fuerte fiscalización gubernamental con participación de la sociedad civil y procurar el desarrollo de nuevas tecnologías que reduzcan el impacto ambiental de las actividades extractivas de recursos naturales no renovables.

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El hidrógeno y la seguridad energética: ¿una ventana de oportunidad para la Argentina?

La seguridad energética se mantuvo mucho tiempo fuera de la agenda política internacional. Sin embargo, en los últimos años, la subida de los precios de los hidrocarburos y su persistente volatilidad puso de relieve su escasez, los riesgos de desabastecimiento y las interrupciones en su suministro.

Según Dietmar Dirmoser, en su estudio [i] sobre la seguridad energética, “se ha desatado una carrera para obtener posibilidades de acceso a los hidrocarburos que podría degenerar fácilmente en una nueva Guerra Fría por la energía o bien en guerras calientes por los recursos energéticos”… por lo tanto, “ningún país consumidor de energía puede arreglárselas en un futuro próximo sin una estrategia de seguridad energética en su política exterior”.

Dado esto, la seguridad energética está siendo atravesada por nuevos desafíos, que implican distintas medidas: articular diferentes mix en las matrices energéticas de los países, aumentar la eficiencia energética, crear alianzas de suministro, pero sobre todo, reemplazar los combustibles fósiles por otros emergentes energéticos, donde el hidrógeno empieza a posicionarse.

Lo cierto es, que hasta tanto este nuevo vector energético se estabilice en oferta, demanda y cuestiones vinculadas a la certificación, seguridad y sus aplicaciones, entre otras, hay un largo camino que transitar.

La seguridad y la gobernanza energética

La seguridad energética reside en contar con la energía suficiente a precios asequibles, lo que implica también, administrar situaciones de desabastecimiento de la forma más eficiente y económica.

Los países, en miras de lograr esta seguridad, suelen desarrollar políticas de nacionalización de sus recursos energéticos, que en muchos casos se implementan en detrimento de otros países o en abierta competencia con ellos. Los enfoques de cooperación internacional o regional en este sentido son aislados y en la mayoría de los casos están orientados en la infraestructura energética.

Algunos ejemplos de esta cooperación puede verse en las interconexión eléctrica entre EEUU y Canadá, o la infraestructura de redes de oil & gas. Un caso testigo es el Nord Stream I y II en manos de un consorcio Ruso-Alemán.

Más para estas pampas, tenemos los sistemas de gasoductos de interconexión entre Chile y Argentina y Bolivia, y en temas eléctricos, con las redes de interconexión con Argentina y Brasil. También podríamos comentar los esfuerzos bilaterales entre Argentina y Paraguay para la construcción de Yacyretá aprovechando el enorme caudal del Río Paraná.

Pero estos ejemplos, y más en los últimos tiempos, nos siguen demostrando que la seguridad energética sigue siendo jaqueada por los conflictos bélicos o diplomáticos que muchas veces, dejan al descubierto la vulnerabilidad de la cooperación.

La historia ha sido testigo de innumerables guerras que pusieron en peligro no solo el abastecimiento sino también el equilibrio de los precios en el mercado de los hidrocarburos.

El ejemplo más reciente es el conflicto entre Ucrania y Rusia que puso de cabeza a Europa por su alta dependencia del gas ruso, dado que el 80 % del gas ruso llega a Europa por Ucrania. Esto la obligó a  buscar otros proveedores, con precios más altos, poniendo en riesgo la competitividad de sus productos en el mercado global.

La lección parece que dio algunos frutos, ya que ahora Europa, mediante su “Global Gateway”, busca movilizar 300.000 millones de Euros para el 2027, con el objetivo de financiar el desarrollo de la infraestructura global y las transiciones verdes y digital, forjando nuevas alianzas sin crear dependencias.

Se avizora una nueva geopolítica de la energía

No existe una base jurídica para establecer una política energética global que pueda garantizar un juego justo y cooperativo entre los países.

La puja por los recursos energéticos trae de la mano el concepto de “soberanía” que los Estados, dueños de los mismos, hacen valer a cambio de lo que el gobierno de turno considera importante intercambiar.

En palabras de Dietmar Dirmoser, muchos países apuestan a “ejercer influencia” económica, política, diplomática e incluso militar directa sobre las regiones ricas en recursos, o sea, poner en marcha  planes geopolíticos y cálculos geoestratégicos.

Estamos en una transición energética donde el cenit del petróleo y el cambio climático nos empujan a revisar la sustentabilidad de las matrices energéticas y su sostenibilidad en el tiempo. Esto nos ha llevado a dinamizar la innovación, la investigación y la tecnología para encontrar soluciones limpias y económicas para los tiempos por venir.

Los shales (oil&gas) parecen ser parte de la respuesta, pero su discutido impacto ambiental también los pone en la mira. Cambiar las matrices energéticas y productivas basadas en la economía del  petróleo es el problema, ya que no todo puede hacerse con energía eléctrica basada en fuentes renovables. Hay sectores difíciles de descarbonizar.

Ahora estamos con un ojo puesto en el hidrógeno, un nuevo vector energético con múltiples aplicaciones, que surge como una promesa a todos estos dilemas. Pero de la mano de él, vienen las nuevas agendas para la geopolítica que ya se están escribiendo tanto en los países que se perfilan como importadores como exportadores.

La nueva carrera parece ir por: la innovación, regiones donde los recursos renovables sean abundantes en términos de factores de capacidad, grandes extensiones de tierra disponible donde enclavar proyectos para producir GW con disponibilidad de transporte y puertos para exportación, capacidades técnicas y de producción local, y algo que no puede quedar fuera de esta ecuación, los minerales críticos. Ahora, esta nueva categoría de commodities, también define la agenda de tratados internacionales e inversiones en todo el mundo.

Pero volvamos a la pregunta original. ¿Es el hidrógeno una ventana de oportunidad para la Argentina? 

Si nos remitimos a las ventajas competitivas que el país tiene: recursos energéticos, extensiones de territorio para implantar proyectos sin competir con otros usos, importantes reservas de litio y otros minerales para la transición energética, capacidades técnicas e industriales, infraestructura de puertos, etc…  la primera respuesta sería .

Sin embargo, para hacer posible que todas estas ventajas puedan concretarse en proyectos que posicionen a la Argentina en un verdadero jugador en la economía del hidrógeno, es necesario tener una visión geoestratégica asociada a una política energética, lo cual implica un planeamiento comprensivo de todas variables asociadas a la cadena de valor del hidrógeno, asignando los medios necesarios para alcanzar las metas nacionales fijadas en la reciente Estrategia Nacional de la Economía del Hidrógeno, y articular el andamiaje jurídico y regulatorio para llevar adelante dichas metas.

Pero la cuestión fundamental que ya todos sabemos, es mejorar la macro del país dando certeza y seguridad jurídica a las potenciales inversiones de capital intensivo que pretendan desarrollar proyectos. Esto sin duda es la llave para que lo que se ha escrito, no quede solo en los papeles.

La respuesta queda abierta y los hechos hablarán por sí mismos.

[i] Dirmoser, Ditmar. Seguridad Energética: las nuevas escaseces, el resurgimiento del nacionalismo de recursos y las perspectivas de los enfoques multilaterales. Berlín: Fundación Friedrich Ebert Stiftung, 2007.

Sobre el autor: Cecilia Giralt, es Abogada y Consultora Internacional en Políticas Públicas y Regulación en Energías Renovables e Hidrógeno. En el 2022 participó en el “Estudio de normas y regulaciones técnicas necesarias para el desarrollo del hidrógeno en Argentina”, como insumo para formular la Estrategia Nacional de la Economía del Hidrógeno, financiada por el Banco Interamericano de Desarrollo. 

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LONGi presenta Hi-MO X6, una nueva identidad de marca en su portafolio de productos para el mercado de autogeneración

LONGi ha anunciado una actualización de la marca de sus productos para generación distribuida, Hi-MO X6, destacando su compromiso con la mejora de la experiencia del usuario a nivel mundial.

Después de haber llevado a cabo un análisis exhaustivo de las necesidades y expectativas de los clientes, la compañía ha reconocido desde hace tiempo el requerimiento del mercado de combinar calidad e innovación, una necesidad abordada por el módulo Hi-MO 6, que incorpora la avanzada tecnología de celdas HPBC diseñada específicamente para escenarios de generación distribuida.

Con el fin de reflejar de manera más efectiva el valor central del producto, su identidad de marca se actualiza, con efecto inmediato, a “Hi-MO X6”.

En lugar de percibirse como un simple cambio, la renovación de la marca subraya una historia y un compromiso continuos compartidos por LONGi, sus clientes y socios comerciales, para ofrecer un producto distintivo que proporcione la máxima satisfacción en cualquier lugar del mundo donde se instale.

La nueva identidad de marca Hi-MO X6, dedicada a mejorar la experiencia de cada usuario del mercado de generación distribuida

El Hi-MO X6 ha sido meticulosamente desarrollado por el equipo de producto de LONGi a lo largo de dos años de exhaustiva investigación con el usuario final, dando como resultado una solución a medida para el mercado de generación distribuida que combina la máxima eficiencia, máxima seguridad y una integración perfecta con la estética arquitectónica.

Basado en la tecnología de celda HPBC de alta eficiencia y con un diseño sin busbars en la parte frontal, el producto maximiza el uso de la luz incidente, reduce las pérdidas ópticas, mejora la eficiencia de conversión y, en consecuencia, optimiza el LCOE.

La versión estándar de la celda HPBC ha logrado un avance de eficiencia del 25,5%, mientras que la eficiencia de la celda HPBC+ supera el 25,8%. Equipado con esta tecnología de vanguardia, Hi-MO X6 muestra una mejora del 6% al 10% en el rendimiento de generación de energía en comparación con los módulos tradicionales. Con una eficiencia máxima del módulo del 23,3%, el producto establece un nuevo valor de referencia para el mercado global de generación distribuida.

El 8 de octubre, LONGi lanzará en China una versión mejorada de sus productos de la serie Hi-MO con un diseño nuevo e innovador.

Sobre LONGi

Fundada en el año 2000, LONGi se ha propuesto ser la empresa de tecnología solar líder en el mundo, enfocada en la creación de valor orientada al cliente para lograr la transformación energética para todos los escenarios.

Con la misión de «Aprovechar lo mejor de la energía solar para construir un mundo sostenible», LONGi se ha dedicado a la innovación tecnológica y ha establecido cinco líneas de negocio, que abarcan las obleas, las celdas y módulos de monosilicio, las soluciones de generación distribuida para uso comercial e industrial, las soluciones de energía verde y los equipos de hidrógeno.

La empresa ha perfeccionado sus capacidades para proporcionar energía renovable y, más recientemente, también ha adoptado productos y soluciones de hidrógeno verde para alcanzar un crecimiento global sin emisiones de carbono. www.longi.com

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ABEEólica afirma que no hay vínculo generaciones eólica y solar con el último apagón de Brasil

Respecto al anteproyecto del RAP (Informe de Análisis de Disrupciones) publicado por el ONS (Operador Nacional del Sistema Eléctrico) este último miércoles (27), ABEEólica – Asociación Brasileña de Energía Eólica y Nuevas Tecnologías, afirma que el documento aclara que no hay vínculo entre las generaciones eólica y solar con el apagón ocurrido el 15 de agosto de este año y destaca la necesidad de evaluar cuidadosamente todos los puntos del documento, en sus más de 500 páginas, para una perfecta comprensión del resultado presentado.

“El informe señala como causa fundamental el funcionamiento de los equipos de control de tensión en el ámbito de varios parques eólicos y fotovoltaicos, en el perímetro de la Línea de Transmisión Quixadá-Fortaleza II, en Ceará. Estos dispositivos de la planta debían compensar automáticamente la caída de tensión resultante de la apertura de la línea de transmisión, pero el rendimiento en el momento del suceso estaba por debajo de lo previsto en los modelos matemáticos proporcionados por los agentes y probados en simulaciones por el ONS. El documento también cita como causa un desajuste en el procesamiento de datos, hecho que podría ocurrir con cualquier fuente generadora en ese momento.

“Se suponía que estos dispositivos de la planta compensarían automáticamente la caída de voltaje resultante de la apertura de la línea de transmisión, pero el rendimiento en el momento del suceso estaba por debajo de lo previsto en los modelos matemáticos proporcionados por los agentes y probados en simulaciones por el ONS”, afirma el Operador.

Es decir, hubo un retraso en el procesamiento de los datos recibidos por la estructura automatizada que recibe la información y procesa el comando como, por ejemplo, apagar una línea de generación.

Por ello, es necesario mirar todos los puntos del informe y esperar los detalles, previstos para el día 17, para que se anuncien las medidas oportunas a tomar por parte del Operador, con el foco puesto en mejorar el funcionamiento del sistema y mejorar la interfaz con los agentes generadores”, destaca Elbia Gannoum, presidenta ejecutiva de ABEEólica.

Según el presidente, el documento del ONS deja claro que no existe relación entre las fuentes renovables y el apagón. “Está demostrado que las especulaciones sobre la causa del aumento de la generación de energía eólica y solar fueron precipitadas”, destacó el presidente. Lo que hay que hacer ahora es evaluar cuál sería el mejor modelo de comunicación entre el ONS y los generadores de energía, cualesquiera que sean.

“Necesitamos dejar de especular y, al hacerlo, menospreciar lo que estamos viendo en Brasil: un papel de liderazgo en relación con el mundo en el avance de una transición energética justa. Es hora de actuar para mitigar los fallos, pero también de esperar a que los informes técnicos señalen los motivos e indiquen áreas de mejora. Un sistema grande, robusto y complejo puede fallar. Y contamos con mecanismos de protección para que esas interrupciones sean prontamente restablecidas. Lo que necesitamos ahora es fortalecer aún más nuestro ya eficiente sistema, invirtiendo en tecnología y modelos de pronóstico de generación, además de las diversas herramientas que tenemos hoy y que rápidamente fueron operadas en este evento, así como explorar más nuestra robusta cadena de valor, formada por fabricantes de alta calidad que operan en generación, distribución y transmisión, lo que garantiza un diálogo local consistente sobre los ajustes necesarios. Sí, quizás la transmisión necesita refuerzo, estamos creciendo en generación cada año y necesitamos más oferta de transmisión como lo que ya hemos visto este año”, destacó Elbia.

ABEEólica también advierte de la urgente necesidad de retomar en su totalidad la producción de energía eólica en Brasil. “Estamos en la Cosecha Eólica, generamos más que el promedio de energía eólica y podemos alcanzar valores superiores a los 20 GW en octubre. Estos son datos para celebrar, no para preocuparnos. Es hora de unir fuerzas, buscar salidas, controlar la impulsividad que irresponsablemente puede cuestionar el papel protagónico de Brasil en la generación de energía limpia, renovable y competitiva”, advierte.

La Asociación esperará el informe completo y, luego de un análisis detallado del documento, pretende contribuir con el ONS y la ANEEL a la revisión de metodologías y procesos que mejoren el sistema de generación y transmisión de energía a partir de fuentes renovables en el país.

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Yacyreta: Perdura la tensión entre Argentina y Paraguay por energía e hidrovía

La Entidad Binacional Yacyretá (Argentina) desmintió expresiones del equipo económico del gobierno de Paraguay, en relación a la deuda a saldar por parte de nuestro país por la venta de energía generada en dicha hidroeléctrica y no utilizada por Paraguay. “En ningún momento se acordaron pagos mensuales por 30 millones de dólares” se indicó.

“Por tal motivo rechazamos las afirmaciones de “…un nuevo incumplimiento de los acuerdos para el pago de la deuda de Argentina a Yacyretá”, señaló la parte argentina de la EBY en un comunicado.

El texto puntualiza que “Atento al Comunicado emitido por el “Equipo Económico” del Gobierno de Paraguay, luego de la reunión mantenida el 1 de octubre de 2023 en la Residencia Presidencial de Asunción, la Entidad Binacional Yacyretá (Argentina) desmiente taxativamente tales expresiones, afirmando que en ningún momento se acordaron pagos mensuales por 30 millones de dólares”.

“Estas inexactas afirmaciones del equipo económico no son acordes a las altas responsabilidades que como funcionarios públicos debemos respetar, ya que pueden dar lugar -en un contexto político electoral- a interpretaciones de parcialidad”, sostiene la parte argentina.

Y se puntualizó al respecto que “En la última reunión del Comité Ejecutivo de la Entidad, el Director Ejecutivo argentino solicitó la conformación de un grupo técnico para el ordenamiento económico financiero de la Entidad Binacional Yacyretá que permita determinar los activos y pasivos, en concordancia con lo establecido en el Tratado y las normativas vigentes”, aludiendo así a deudas del Paraguay para con Argentina desde que se activara la construcción de la hidroeléctrica.

“Reiteramos, que la EBY (Argentina), no ha asumido ningún compromiso financiero con su contraparte paraguaya y mantiene una agenda abierta de trabajo permanente a los efectos de clarificar e informar a las autoridades de ambos países, con el espíritu colaborativo que inspira el Tratado”, se explicó.

Acerca de la posición de Argentina frente a la situación con Paraguay, que hace un par de semanas llegó a interrumpir la venta de energía excedente a nuestro país, la Secretaria de Energía de la Nación, junto a la delegación argentina en Yacyretá, confirmaron el desembolso de nuevos recursos propios por suministros energético ante el gesto de su parte paraguaya de reestablecer la energía.

Las relaciones entre el presidente de Paraguay, Santiago Peña (Partido Colorado) y el gobierno que encabeza Alberto Fernández, se tensaron prácticamente desde el comienzo del seminuevo gobierno paraguayo.

La cuestión de la deuda por la energía que Argentina le compra, vino a ocurrir en el contexto de un reclamo paraguayo contra el cobro de un permiso de navegación a los barcos que transitan la vía Paraná-Paraguay para compensar costos de dragado y mantenimiento a cargo de Argentina. Este último tema se está discutiendo técnica y económicamente junto con Brasil y Uruguay, que también transitan por la cuenca.

Desde Argentina no se cree en la casualidad. Y se explicó que “a lo largo de estos meses de asumida las nuevas autoridades del socio en el Ente Yacyretá, no se ha logrado arribar a un entendimiento acerca de los recursos que Argentina aporta sin solución de continuidad para las obras complementarias como es Aña Cuá y todo el mantenimiento del parque generador de la represa”.

“En el caso específico del proyecto Aña Cuá, la inversión a la fecha de Argentina es de U$S 190.300.000 (ciento noventa millones trescientos mil dólares), y en la Rehabilitación del Parque Generador es de U$S 304.000.000 (trescientos cuatro millones de dólares). De esta manera, se genera una inversión total de U$S 494.300.000 (cuatrocientos noventa y cuatro millones trescientos mil dólares) al mes de septiembre de 2023”, se detalló.

Desde la cartera a cargo de Flavia Royon se agregó que “entendemos –desde la Secretaria de Energía y la delegación argentina de Yacyretá- que el clima de diálogo debe continuar y exhortamos entonces a los funcionarios de Paraguay no apartarse del mismo, al tiempo que sería aconsejable el cese de manifestaciones lesivas al desempeño argentino”.

“Insistimos que el camino es lograr un clima de diálogo y respeto para alcanzar las soluciones pertinentes, entre otras la deuda cuantiosa que la EBY mantiene con nuestro tesoro: deudas bancarias e intereses financieros”, se puntualizó hace pocos días.

“Asimismo, y en relación a la Hidrovia del rio Paraná, reiteramos la posición de defender los intereses argentinos y manifestamos que nunca se tomó el compromiso de suspender el peaje. El objetivo es mantener una voluntad de diálogo formal y serio sin accesorias políticas”, remarcó la Administración Fernández.

Y se puntualizó que:
En el día de hoy, Argentina abonó la primera cuota de 12 millones de dólares a cuenta del saldo de 36 millones correspondiente al año 2022 en concepto de compensación por cesión de energía.
Resta validar el monto correspondiente a la compensación por cesión de energía correspondiente al período enero-agosto de 2023, que asciende a U$S 56.235.368,43 (dólares cincuenta y seis millones doscientos treinta y cinco mil trescientos sesenta y ocho con 43 centavos).
Del mismo modo la EBY (Argentina) transfirió a EBY (Paraguay) U$S 12.499.000 (doce millones cuatrocientos noventa y nueve mil dólares), por energía recibida durante septiembre de 2023.
El Gobierno Argentino solicitó el pedido de un ordenamiento económico financiero de la Entidad Binacional Yacyretá.
A tal efecto se ha solicitado definir los criterios contables que permitan llevar un preciso registro económico financiero del Anexo C, del Tratado de Yacyretá, y que de ello surjan los correctos créditos, deudas y derechos de cobro de las Partes.
Desde 1994 al mes de agosto de 2023, Argentina lleva transferidos U$S 6.622.000.000 (seis mil seiscientos veintidós millones de dólares) a cuenta del costo de la energía, tiempo en el que Paraguay cedió 186.863 Gwh. Lo que se traduce en un valor promedio de 35,63 U$S/Mw, valor que incluye la compensación por cesión de energía prevista en el Tratado.
El atraso en las transferencias se origina por un pedido del Sr. Presidente Electo (Santiago Peña), a instancias de esperar la designación de una persona de su confianza al frente de la Entidad Binacional (Paraguay).
La deuda de la EBY con el Estado Argentino por la construcción del proyecto asciende a U$S 28.445.000.000 (veintiocho mil cuatrocientos cuarenta y cinco millones de dólares).

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Martina Azcurra fue elegida presidente del Instituto Petroquímico Argentino

El Instituto Petroquímico Argentino (IPA) llevó adelante la Asamblea Anual Ordinaria de socios de manera híbrida (presencial y virtual) y anunció la designación de Martina Azcurra, de YPF S.A., como presidente de la entidad por el próximo período de dos añosDe la misma participaron miembros del Consejo Directivo, instituciones educativas y socios personales.

Entre las nuevas autoridades que acompañan esta gestión se destacan: Pablo Popik, de compañía MEGA en el cargo de vicepresidente; y Juan Pablo Ceballos de Petroquímica Río Tercero como tesorero. Por su parte, como director ejecutivo del IPA continuará Gabriel Rodríguez Garrido.

Azcurra, de profesión Contadora Pública y Licenciada en Administración, y cuenta con un Master en Dirección de Empresas. Es miembro suplente del Directorio de YPF S.A. y de Compañía Mega S.A. Actualmente se desempeña en YPF como gerente ejecutiva del negocio de Química en la Vicepresidencia de Comercialización y es presidente de Profertil S.A. Trabaja en YPF desde 1991, desarrollando su carrera principalmente en áreas comerciales del Downstream.

Presentación

Durante la presentación, presencial y virtual, frente a las distintas autoridades y socios de la Institución, la recientemente designada presidenta del IPA agradeció la confianza de los integrantes de la entidad para ejercer su cargo por el período 2023-2025.

En este sentido, Azcurra señaló que entre sus principales ejes de trabajo al frente del IPA serán “la de seguir logrando una base sólida para la dirección y gestión de la entidad, mediante la integración y diversidad en el sector químico y petroquímico, y fundamentalmente establecer una serie de lineamientos que guíen las acciones y políticas para lograr los objetivos educativos y administrativos, según las metas específicas de la institución”. Y destacó que “la flexibilidad y la capacidad de respuesta a los cambios son esenciales para el éxito a largo plazo en el campo de la educación”.

Según informaron, el Instituto Petroquímico Argentino continuará acompañando a sus socios y a todos los sectores educativos y de generación de conocimiento de la industria, para promover un crecimiento sostenible por medio de las diversas iniciativas del IPA y de sus organizaciones socias.

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, Loana Tejero

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Avanzan dos licitaciones para incrementar el transporte de gas de Vaca Muerta

Se trata de la reversión del Gasoducto del Norte y la construcción de la segunda Etapa del Gasoducto Presidente Néstor Kirchner que, se prevee, estarán operativas a fines de 2024. La reversión del Gasoducto del Norte y la construcción de la segunda Etapa del Gasoducto Presidente Néstor Kirchner (GPNK) son las obras de transporte que el Gobierno nacional inicia su proceso de licitación para asegurar el abastecimiento interno con producción incremental de Vaca Muerta y un ahorro de divisas en importaciones por US$ 6.000 millones para 2024. Ambas obras tienen el antecedente inmediato de la Etapa I del GPNK, cuyo […]

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SE ABRIERON LAS OFERTAS PARA LA REVERSIÓN DEL GASODUCTO NORTE

Energía Argentina realizó el pasado viernes la apertura de ofertas para la Reversión del Gasoducto Norte, una obra complementaria del Gasoducto Presidente Néstor Kirchner que permitirá llevar el gas de Vaca Muerta a las provincias del norte del país. En el acto, que fue encabezado por el presidente de Energía Argentina Agustín Gerez en la sede de la empresa pública, se recibieron 3 ofertas: BTU S.A.; PUMPCO INC. y la unión transitoria TECHINT-SACDE. “Estamos dando un paso fundamental con esta obra que cuenta con financiamiento de CAF y que nos va a permitir abastecer al norte de nuestro país con […]

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Tecpetrol reactiva la perforación de Puesto Quiroga

La empresa obtuvo buenos resultados en el área auxiliar. Junto a Petrominera, YPF y Pampa Energy preparan una inversión de $4 millones para construir un pozo de 3.600 metros. La actividad hidrocarburifera de Chubut recibió buenas noticias. Un nuevo plan de perforación se prepara en toda la provincia como resultado del exitoso pozo que Tecpetrol completó en Puesto Quiroga. La obra se completó como parte de la estrategia de reducción de donaciones que establecieron el gobierno de Chubut y la empresa estatal Petrominera para incentivar las operaciones en zonas marginales. Esta medida implica ampliar el horizonte de producción y desarrollar […]

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Economía podría anunciar un dólar minero ante la queja de las empresas por el atraso cambiario

Sería similar al «dólar Vaca Muerta», aunque aún se negocian las condiciones. Asi como el agro tuvo su tipo de cambio especial y el sector hidrocarburífero también accedió al “dolar Vaca Muerta”, el Gobierno busca incentivar -ahora- las exportaciones de la extracción metalífera, en especial del litio, con un inminente anuncio sobre un “dólar minero”. El ministro Sergio Massa ahora no puede avanzar con el anuncio por la veda electoral pero ‘filtraría’ la idea en el próximo debate presidencial. Consultada la secretaria de Minería, a cargo de Fernanda Avila, señalaron que “todavía no hay nada en concreto”. El lanzamiento de […]

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Revolución energética en una localidad bonaerense: Nuevo corredor petrolero impulsa el Desarrollo

Una localidad del sur de la Provincia se convertirá en el epicentro de un importante avance energético sin precedentes impulsado por el auge de Vaca Muerta. A partir de mañana, el sistema de oleoductos que transporta el petróleo de Vaca Muerta hasta los puertos de Rosales y Galván experimentará un importante aumento en su capacidad de transporte. La empresa responsable del transporte de shale oil en la cuenca neuquina, Oleoductos del Valle (Oldelval), anunció que aumentará el flujo de petróleo hacia la costa bonaerense en aproximadamente 20 mil barriles diarios. Este logro fue posible gracias a la realización de diversas […]

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El «Dólar Vaca Muerta» duplicaría los recibos de dinero de regalo

Ignacio Torres, nuevo gobernador electo de Chubut, elogió la iniciativa y vaticinó que la provincia se beneficiará de los ingresos derivados de las donaciones. Ignacio Torres, gobernador entrante de Chubut, hizo referencia a la implementación del «Dólar Vaca Muerta» al discutirla con los diputados nacionales Matas Taccetta y Ana Clara Romero en el Congreso de la Nación en julio de 2022. Declaró que el «Dólar Vaca Muerta» «representa un verdadero incentivo para el sector.» La provincia realiza un seguimiento de los ingresos por regalías. Ignacio Torres El senador nacional también explicó que “del 21% de la producción de Chubut que […]

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OLDELVAL SUMÓ 20 MIL BARRILES DE CRUDO POR DIA A SU CAPACIDAD DE TRANSPORTE

Ya se encuentra operativa la primera ampliación del Proyecto Duplicar Plus que va desde la estación de bombeo a la altura de la ciudad rionegrina de Allen hasta Puerto Rosales, provincia de Buenos Aires. La principal compañía de midstream oil del país, Oleoductos del Valle (Oldelval), consigue el primer hito del proyecto de ampliación que lleva a delante, Duplicar Plus, logrando el incremento de capacidad de transporte de 20.000 bbl/d desde el tramo del Oleoducto Allen – Puerto Rosales, alcanzando una capacidad total de transporte de 300.000 bbl/d hacia el Atlántico. A partir del 1 de octubre comienza la asignación […]

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La energía se desaprovecha si falta infraestructura

El cuello de botella actual impide una mayor producción y aprovechamiento de los recursos de Vaca Muerta, que no sólo permitan sustituir importaciones, sino llegar a más consumidores, exportar a países vecinos y a mercados externos. No es razonable gastar a cuenta de una probable fortuna si antes no existe la certeza de hacerla posible. Esta premisa es válida para los candidatos con más chances de llegar a la Presidencia, que basan el futuro crecimiento económico de la Argentina en el potencial de los sectores productivos con mayor capacidad de invertir, exportar con valor agregado y generar divisas que hoy […]

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Offshore: entre expectativas y un obstáculo legal

La industria está entusiasmada con el proyecto de Argerich porque su potencial podría superar al de Vaca Muerta. Flavia Royón, secretaria de la Secretaría de Energía, no dudó en elogiar durante la AOG Expo 2023 el proyecto Argerich, ubicado en el mar argentino a más de 300 kilómetros de Mar del Plata. Según el empleado, este hallazgo podría cambiar el curso de la historia de la nación «con un impacto productivo similar al de Vaca Muerta». “Significaría más puestos de trabajo y duplicaría la producción actual de hidrocarburos con una expectativa a futuro de exportaciones incrementales de más del 30%”, […]

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Instan a incluir el tema de la protección del medio ambiente en el debate presidencial

A través de una carta enviada a los cinco candidatos a la presidencia que incluye el respaldo de organizaciones como Fundación Humedales, Aves Argentinas y Fundación Vida Silvestre Argentina, entre otras, exigen, entre otras cosas, la restauración del medio ambiente y acelerar la transición hacia las energías renovables. fuentes de energía. Grupos defensores del medio ambiente sugirieron esta semana que los candidatos de los cinco partidos que compiten por la presidencia de Estados Unidos hagan de la protección del medio ambiente uno de los temas principales del debate electoral previo a las elecciones generales del 22 de octubre. Evitar la […]

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El Ministro de Energía Diego Pardow participará del mega evento de renovables producido por Future Energy Summit

Future Energy Summit, empresa líder en la producción y desarrollo de eventos sobre energías renovables, anuncia la participación del Ministro de Energía, Diego Pardow, en el Latam Future Energy Southern Cone Renewable Summit.

El evento, que se celebrará los días 28 y 29 de noviembre en el prestigioso Hotel Intercontinental de Santiago, reunirá a destacadas personalidades del ámbito de las energías renovables vinculadas al Cono Sur.

La cumbre se ha consolidado como un espacio fundamental para líderes, expertos y profesionales de las energías renovables, quienes se reunirán para discutir los desafíos y oportunidades que rodean a la industria.

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Con más de 400 ejecutivos de toda la región y 70 panelistas destacados, el evento promete ser un punto de encuentro clave para la industria de las renovables en América Latina.

El evento contará con amplios espacios para la realización de networking y habrán meeting points donde los auspiciantes mostrarán sus últimas novedades en serifios y tecnología para el sector.

Además del Ministro de Energía de Chile, la cumbre contará con la presencia de un elenco de speakers de renombre, líderes visionarios y expertos que han contribuido significativamente al panorama de las energías renovables en la región.

Entre los destacados participantes se encuentran Andrés Rebolledo, Secretario Ejecutivo de OLADE, reconocido líder en el ámbito de las energías renovables, y Víctor Sobarzo, Senior Manager Business Development de Ja Solar.

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El evento también ofrecerá valiosas perspectivas sobre la evolución de la energía solar en la región, de la mano de Sergio Rodríguez, Service Manager Latinoamérica de Solis, y Lucas Ponce, Product and Solution Manager de LONGi Latam.

Además, se explorarán visiones estratégicas sobre cómo las compañías internacionales están impulsando el crecimiento de las energías renovables en la región con la participación de José Luis Blesa González, Director de Latin America de Seraphim, y Vandy Ferraz, Latin America Product Manager de Risen.

Marco Ricci, Latam Sales Manager de Solis, abordará cómo promover la adopción de tecnologías renovables en el mercado y presentará productos innovadores.

También se ofrecerá una visión sobre el comportamiento del mercado y las novedades en tecnologías de la mano de Victoria Sandoval, Sales Manager de JA Solar.

Un elemento crucial de la discusión será la presencia y el rol de Chile en el panorama energético regional. Chile ha destacado como líder en inversión en energías renovables en América Latina.

Con 73 proyectos de energías renovables no convencionales en proceso, representando más del 89% de los trámites de todas las centrales de generación en conexión, el país marca un hito en la transición hacia fuentes más limpias.

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Este año, la generación renovable superó a la térmica en más del 70% de los días, marcando un punto de inflexión en esta transición. Además, con audaces pasos hacia el almacenamiento de energía, como las recientes modificaciones regulatorias y la integración de sistemas de almacenamiento de energía, Chile está estableciendo las bases para un futuro energético sostenible.

Estos temas clave serán ejes fundamentales en el debate del Latam Future Energy Southern Cone Renewable Summit. El evento se erige como una oportunidad única para adquirir información valiosa, entablar discusiones enriquecedoras y establecer conexiones estratégicas en el camino hacia un futuro energético más sostenible y resiliente en la región.

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Combustibles: la triple corrección por la que el litro de nafta podría superar los $ 900 a fin de año

El gobierno anunció el 17 de agosto que los combustibles permanecerán congelados hasta el 31 de octubre. A cambio, negoció con las petroleras una baja del barril criollo que pasó de 61 a 56 dólares. En ese momento, la brecha con el precio de paridad de exportación era de unos 20 dólares porque el Brent cotizaba a 85 dólares y a esa cifra había que descontarle unos 10 dólares por retenciones y gastos. Desde ese entonces, el Brent trepó hasta 96 dólares, lo que obligará a una corrección mayor en el surtidor una vez que expire el congelamiento. A su vez, si se libera el mercado de cambios —un punto en el que coinciden los principales referentes de la oposición— y se descongelan los impuestos a los combustibles, la corrección terminará siendo triple (por precio, tipo de cambio e impuesto) y motivaría una suba en las pizarras de las estaciones de servicio que podría llegar al 197 por ciento.

Si se decide eliminar el desacople entre el precio local del crudo y la paridad de exportación (el valor que cobran las petroleras cuando venden el hidrocarburo al exterior), el precio del petróleo en el mercado interno debería subir unos 30 dólares (de 56 a 86 dólares, descontadas retenciones y gastos) si se toma como referencia la cotización internacional de este viernes.

Cerca del 60 por ciento del precio de los combustibles está determinado por el importe del crudo. Por lo tanto, el impacto en el surtidor por la suba de 50% en el valor del petróleo local no sería del 50% sino del 30%. Es decir, llevar el precio del crudo local a la paridad de exportación supondría, por ejemplo, que el litro de nafta Premium de YPF en la Ciudad de Buenos Aires pasara de 308 a 401 pesos por litro.

El ajuste del precio del crudo local es solo una de las correcciones pendientes. La otra va a ser consecuencia de una devaluación del tipo de cambio oficial que se avizora como inevitable de aquí a fin de año. El dólar oficial mayorista en la actualidad está pisado en 350 pesos, pero tanto Javier Milei como Patricia Bullrich, los dos principales candidatos opositores, afirman que van a salir del cepo y el tipo de cambio de equilibrio seguramente se ubique más cerca del valor de los dólares financieros que del oficial. El candidato oficialista Sergio Massa no ofreció definiciones sobre ese punto, pero en el mercado también esperan un sinceramiento de las principales variables si es electo presidente.

El dólar CCL cerró el viernes a 822 pesos. Por lo tanto, el dólar oficial podría subir un 134 por ciento para equiparse con ese valor. Si eso ocurre, los precios de los combustibles subirían un 80% porque el componente dolarizado del precio final es aproximadamente un 60%. De este modo, el precio del litro de nafta Premium podría llegar a los 705 pesos en una YPF de la Capital Federal.

Una tercera corrección pendiente es la impositiva. A partir de una modificación en 2018, el Impuesto a los Combustibles prevé actualizaciones en enero, abril, julio y octubre de cada año sobre la base de las variaciones de la inflación de cada periodo trimestral precedente. Fue un cambio que introdujo el gobierno de Mauricio Macri para amortiguar las fluctuaciones del dólar o de la cotización del crudo que se tenían como referencia históricamente. Hasta ese momento, el componente impositivo sobre el expendio de combustibles se expresaba con un porcentaje relativo del precio de las naftas y gasoil a la salida de refinería, por lo que indexaba de forma automática.

Con el resquebrajamiento de la macroeconomía, el gobierno empezó a diferir la actualización del Impuesto a los Combustibles Líquidos (ICL) y Dióxido de Carbono para atemperar la suba en el surtidor. De hecho, en el último tiempo la única actualización que se realizó fue en octubre del año pasado, momento en el cual se aplicaron los aumentos pendientes del primer y segundo trimestre de 2021 que implicó un ajuste de los combustibles entre 1 y 4 por ciento, dependiendo de si es nafta o gasoil. Se estima que si se aplicaran todos los ajustes impositivos pendientes que se fueron acumulando, el impacto en el surtidor sería de otro 30% aproximadamente. Eso significa que la nafta Premium de YPF podría llegar a los 916 pesos, un 197% más que en la actualidad.

Sendero de precios

Todas estas correcciones no van a concretarse de un día para el otro. El atraso se recuperará a través de un sendero de precios que podría transitarse en un período corto, de 3 a 9 meses. Milei y Bullrich vienen prometiendo el fin del cepo cambiario, lo que se traduce como una devaluación, y de aquellas distorsiones que afectan el funcionamiento de los distintos mercados. Marcos Pourteau, referente energético de Carlos Melconian, que será ministro de Economía de Bullrich si Juntos por el Cambio se impone en las presidenciales, adelantó en diálogo con EconoJournal que la triple corrección en surtidor “será rápida, en cuestión de meses”. Massa no anticipó nada sobre este punto, pero en el mercado no descartan una postura más promercado si triunfa en octubre o noviembre. Lo que no está tan claro es que podría pasar con los impuestos, pero al día de hoy el congelamiento supone un incumplimiento de la normativa vigente.

No será sencillo recomponer el precio relativo de los combustibles y al mismo tiempo llevar adelante el plan de estabilización destinado a ponerle freno a la inflación. Sin duda, ese será el principal desafío de quien gane las próximas elecciones.

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, Redaccion EconoJournal

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Comienza a funcionar en Europa el esquema que aplicará tarifas a las importaciones de energía por sus emisiones de carbono

La gran barrera comercial verde con la que Europa busca equilibrar el costo económico de su transición energética con el resto del mundo ya se puso en marcha. La Unión Europea comenzó a implementar este domingo el Mecanismo de Ajuste en Frontera por Carbono, una política comercial para cobrar tarifas a los productos importados intensivos en emisiones de carbono. En esta primera fase de implementación comenzará a regir sobre el sector eléctrico y otros cinco sectores industriales, para en un futuro incluir a otras importaciones de energía, como LNG, petróleo y combustibles.

El Mecanismo de Ajuste en Frontera por Carbono (CBAM por sus siglas en inglés) es una política comercial pensada para compensar el creciente costo económico que las industrias europeas están afrontando por invertir en reducir la huella de carbono en sus procesos productivos. La compensación consiste en incrementar el precio de los productos importados que tienen una elevada huella de carbono.

El mecanismo se centrará en esta fase inicial en las importaciones de seis sectores industriales intensivos en carbono: hierro y acero, cemento, fertilizantes, aluminio, generación de electricidad e hidrógeno. Desde el domingo las empresas extranjeras en esos sectores tienen que recopilar datos de emisiones e informarlos en un registro gestionado por la Comisión Europea para poder continuar exportando a Europa.

Adicionalmente, los importadores de esos productos a partir del 1° de enero de 2026 deberán declarar anualmente la cantidad de bienes importados en la U.E. el año anterior así como sus emisiones de carbono incorporadas.

Funcionamiento

Sintéticamente, en el futuro los exportadores e importadores deberán pagar una tarifa de “ajuste” para cubrir la diferencia en los precios entre un producto extranjero y un producto europeo que paga el precio del carbono en Europa. Las empresas en la U.E. deben comprar permisos de carbono en el Sistema de Comercio de Emisiones (EU-ETS) para compensar las emisiones generadas en su actividad y así producir.

Pero el número de permisos o certificados de carbono en circulación en ese «mercado del carbono» se irá reduciendo progresivamente para que las compañías aceleren la descarbonización de sus procesos productivos, forzando inversiones e incrementando los costos de manufactura en Europa. Por lo tanto, el mecanismo en frontera esta pensado como un complemento al ETS para evitar que las compañías migren sus fábricas a países fuera de la Unión Europea.

«Este domingo comenzaremos a implementar una nueva herramienta innovadora que eventualmente extenderá los mismos principios de fijación de precios de nuestro Sistema de Comercio de Emisiones a todos los productos intensivos en carbono importados a la UE«, dijo en un comunicado Paolo Gentiloni, comisario de Economía de la U.E.

Precio del carbono

Actualmente el precio de los permisos en el mercado del carbono es de € 80 por tonelada de dióxido de carbono. Ese precio pegó un salto a un nivel más alto a partir de 2021, año en que comenzó a regir la Ley del Clima en Europa. La ley obliga legalmente a la U.E. a cumplir con objetivos de reducción de las emisiones para el 2030 y 2050, en línea con los objetivos del Acuerdo de París.

La Comisión Europea entiende que los precios del carbono son la principal herramienta para favorecer los precios de energías alternativas a los combustibles fósiles, como es el caso del hidrógeno verde. Con el mercado de ajuste en frontera, se piensa que varios países comenzarán a evaluar más seriamente la posibilidad de adoptar políticas para poner precios a las emisiones o reforzar las que ya tienen vigentes para evitar o disminuir el pago de la tarifa por el ingreso de sus productos al mercado europeo.

CBAM alentará a la industria de todo el mundo a adoptar tecnologías más ecológicas. También evitará la llamada fuga de carbono, o la reubicación de la producción fuera de nuestras fronteras hacia países con estándares ambientales más bajos”, dijo Gentiloni.

Repercusiones para el comercio

La nueva política comercial verde viene generando cuestionamientos e inquietudes entre los socios comerciales de los países europeos. En general apuntan a la compatibilidad del esquema CBAM con las reglas comerciales de la Organización Mundial del Comercio (OMC).

Por caso, China tiene un peso internacional importante en varios de los sectores que están alcanzados en esta primera fase, especialmente en el acero y aluminio. «El mecanismo de ajuste fronterizo de carbono propuesto por la UE ha generado dudas entre muchos miembros de la OMC», dijo He Yadong, portavoz del Ministerio de Comercio chino. También instó a la U.E. a «evitar la creación de medidas proteccionistas y barreras comerciales verdes».

Otro importante exportador de acero y otros productos a Europa es la India. El gobierno estaría buscando alguna suerte de excepción para los productos indios en el marco de las negociaciones con la Unión Europea para alcanzar un acuerdo de libre comercio. Esta excepción consistiría en que Europa devuelva a la India los ingresos generados por aplicar las tarifas sobre los productos indios.

El mecanismo europeo también está motivando conversaciones en el Congreso de los Estados Unidos por el impacto que supondrá para el comercio. Históricamente las propuestas para crear un impuesto federal a las emisiones de carbono han fracasado, pero el avance de la legislación europea esta llevando a replantear algunas posturas. En esa línea, senadores del Partido Demócrata y del Partido Republicano están impulsando un proyecto de ley para medir las emisiones de algunas materias primas y productos industriales producidos o fabricados tanto en EE.UU. como en otros países. Entre las materias primas figura el litio, del que Argentina es el principal abastecedor para el mercado estadounidense. Los impulsores del proyecto consideran que es un paso necesario si se quiere eventualmente crear un mecanismo impositivo en frontera similar al europeo.

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, Nicolás Deza

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Claves para equilibrar las transacciones del mercado eléctrico centroamericano

Delwing Ajquejay, jefe de Mercado Internacional en CMI-Corporación Multi Inversiones, brindó una conferencia magistral denominada «Oportunidades en el Mercado Eléctrico Regional», en el marco del evento «Tendencias hacia un nuevo modelo energético«

Allí, planteó una pregunta crucial: ¿necesitamos más inversiones regionales para garantizar un flujo constante de energía? La respuesta fue sí, pero no sería lo único. 

“Hoy en día hablamos de una línea SIEPAC de un solo circuito, podríamos pensar en un segundo circuito y de hecho; el mercado regional lo ha pensado. Sin embargo antes de invertir, creo que hay mucho camino que recorrer en cuanto a mejorar en todas las áreas que de pronto no han permitido que el mercado eléctrico regional pueda ser más eficiente”, observó Delwing Ajquejay.

A partir de su análisis de la evolución de las compras y ventas de energía por país, se revelaron oportunidades interesantes y se planteó la cuestión de que no sólo más infraestructura haría falta sino que además una mayor diversificación de la matriz energética podría llevar a un mayor equilibrio en el mercado.

Según repasó Ajquejay el mercado eléctrico regional se basa en dos formas principales de comercio: el mercado de oportunidad y el mercado de contratos. En resumidas cuentas, el primero se basa en precios nodales que llevan implícito los costos marginales que tiene cada uno de los países y permite a los exportadores buscar precios más altos y a los importadores buscar la energía más económica posible, mientras que el segundo busca mitigar el riesgo de fluctuaciones de precios nodales a través de acuerdos con contrapartes en cada uno de los países miembros del MER. 

En este contexto, Guatemala no sólo podría seguir ampliando sus transacciones en el mercado regional -a menos de que en esta década hagan efectiva su retirada del mismo- sino que además continuaría aprovechando y potenciando la interconexión México-Guatemala, incrementando la cantidad y magnitud de transacciones, lo cual promoverá la diversificación de la matriz energética reduciendo la dependencia de combustibles caros. 

También se abriría una puerta muy grande en el caso de que se propicie la interconexión Panamá-Colombia; la cual -si bien, hoy parece un sueño- podría proporcionar tal estabilidad entre Centroamérica y Sudamérica que justificaría los altos niveles de inversión requeridos.

“Pensar en una infraestructura que vaya creciendo brindaría una mayor estabilidad a todos nuestros sistemas (…) además de una armonización de los marcos regulatorios de cada uno de los países que permitan tener operaciones entre cada uno de los agentes”, subrayó. 

Por ello, en términos de futuro, Ajquejay destacó la importancia  de la inversión en redes y la compatibilidad de la regulación eléctrica en la región, de modo que propicien la liberalización de los mercados y la ampliación de las interconexiones como pasos cruciales hacia un mercado eléctrico regional más eficiente y sostenible. 

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Gobierno local canceló una licitación de energías renovables en Argentina

La Dirección General Técnico Administrativa y Legal dependiente del Ministerio de Hacienda y Finanzas de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires (CABA) dejó sin efecto la Licitación Pública Nº 7170-0891-LPU23. 

La misma tenía el objetivo de contratar el servicio de abastecimiento de energía eléctrica de fuentes renovables de energía, con destino a edificios públicos calificados como Grandes Usuarios del Mercado Eléctrico Mayorista (GUME), entre los que se destacaban el Teatro Colón, el Centro Cívico, la Secretaría de Seguridad y Justicia y el Teatro Municipal General San Martín, entre otros.  

La cancelación de ese proceso licitatorio para renovables se debe principalmente por las reiteradas postergaciones de apertura de ofertas y la proximidad del cambio de gestión en el ámbito del gobierno de CABA. 

Es preciso mencionar que la fecha inicial para presentar las ofertas era el miércoles 12 de agosto, pero la Dirección General Técnico Administrativa y Legal aplazó tres veces la convocatoria con motivo de lograr un mayor número de interesados y lograr más competitividad en las propuestas, a tal punto que la apertura de ofertas se estiró hasta el viernes 29 de septiembre, día en que salió el dictamen con la suspensión. 

Mientras que el segundo fundamento de de la cancelación de la licitación apunta a que la decisión de la continuidad de un llamado como este se resuelva en el seno de los funcionarios de la gestión entrante, considerándose asimismo que se encuentran involucrados fondos con cargo a ejercicios futuros”. 

Cabe recordar que el presupuesto de la licitación era de USD 2.056.000 (cerca de $ 531.547.680) y la energía anual total a contratar era de aproximadamente 12.850 MWh (poco más de la mitad de la energía consumida en el 2022) por un plazo de 24 meses. 

Y para lograr ese abastecimiento, cualquier tecnología renovable podía participar, tal como la eólica, solar térmica, solar fotovoltaica, geotérmica, mareomotriz, undimotriz, de las corrientes marinas, hidráulica, biomasa, gases de vertedero, gases de plantas de depuración, biogás e, incluso, biocombustibles. 

Cambio de gestión

Horacio Rodríguez Larreta dejará de ser el jefe de Gobierno de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires luego de ocho años en el cargo (asumió el 10 de diciembre de 2015) y ya hay cuatro candidatos que esperan ocupar ese lugar: Jorge Macri (Juntos por el Cambio), Leandro Santoro (Unión por la Patria), Ramiro Marra (La Libertad Avanza) y Vanina Biasi (Frente de Izquierda)

Y si bien un nuevo saldrá de los resultados electorales del próximo 22 de octubre (o 19 de noviembre en caso de balotaje), CABA ya cuenta con algunos objetivos ambientales a futuro, conforme han mencionado en reiteradas ocasiones durante la actual administración. 

El primero de ellos es reducir las emisiones de carbono a la mitad en 2030 y ser una Ciudad carbono neutral en 2050, por lo que se prevé incentivar el reciclado, la movilidad sustentable y el cuidado de la energía. E incluso, la Ciudad ya firmó un convenio con CADER para recibir asesoramiento en su proceso de adquisición de energías renovables, como parte del plan de descarbonización que viene implementando desde el año 2017.

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ACERA pide tratar con urgencia la reforma a integral a la distribución en Chile

Las comisiones unidas de Minería y Energía, y de Desafíos del Futuro, Ciencia, Tecnología e Innovación del Senado nacional de Chile organizaron un seminario sobre la reforma integral a la distribución eléctrica, considerando el proceso de transición energética que atraviesa el país y que el mencionado segmento cuenta con prácticamente la misma regulación desde hace cuatro décadas. 

Durante el evento, el foco estuvo puesto en la licitación e implementación de sistemas de almacenamiento, la reasignación de ingresos tarifarios, la necesidad de eliminar precio estabilizado de medios de generación de pequeña escala y los beneficios económicos de acelerar la reforma. 

“Vemos que se necesitan algunos incentivos para mejorar la calidad de servicio, inversiones para fortalecer las redes y las mismas están íntimamente relacionadas con cómo descarbonización la red eléctrica y la matriz energética de Chile”, señaló Jaime Toledo, presidente de la Asociación Chile de Energías Renovables y Almacenamiento (ACERA). 

“La única forma de electrificar los consumos y cambiar la matriz energética es fortaleciendo las redes de transporte y distribución para que haya mayor inserción de renovables a pequeña, media y gran escala, como también a nivel domiciliario. Y para ello, necesitamos urgentemente que esta ley avance lo más rápido posible”, agregó, 

Con ello el especialista no sólo apuntó a la importancia de fortalecer las redes por la urgencia climática y para lograr mayor penetración de renovables en distintos puntos de la red, ya sea en utility scale o de Pequeños Medios de Generación Distribuidos (PMGD), sino también de reducir el consumo e importación de combustibles fósiles.

Dado que en 2021 Chile importó USD 13301 millones de combustibles fósiles, mientras que la suma ascendió a los USD 20000 millones, lo que para el presidente de ACERA representó un “despropósito” cuando se tiene el “desierto con mejor radiación del mundo y la zona sur con los mejores lugares para generar energía eólica”.

“En la medida que no tengamos una red de distribución moderna, con una regulación del siglo XXI y enfocada en mayor inserción de energías renovables que permitan que los clientes sean consumidores en algunos momentos del día y productores en otros”, insistió Toledo.

“De igual manera, perderemos competitividad, tendremos mayores costos de la energía y seguiremos comprando volúmenes enormes de combustibles fósiles. Y en consecuencia no nos desarrollaremos de acuerdo a los recursos naturales que disponemos”, añadió. 

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GoodWe aumenta su apuesta por Sudamérica en ExpoSolar Colombia

GoodWe, líder mundial en energía solar fotovoltaica y soluciones de almacenamiento de energía, anuncia su participación en ExpoSolar Colombia, evento reconocido en la industria de la energía solar en Sudamérica, del 4 al 6 de octubre en Medellín.

Para la empresa, ExpoSolar Colombia representa una gran oportunidad para expandir su presencia en Sudamérica: GoodWe ya está firmemente establecido en los mercados globales y ahora está enfocado en países sudamericanos como Argentina, Chile, Perú y Colombia.

«Hemos iniciado nuestro plan de expansión para América del Sur, previsto para los próximos 4 años. Nuestra expectativa es alcanzar una participación de mercado relevante, crecer en oferta de productos y volumen de ventas en la región», destaca Fábio Mendes, vicepresidente de GoodWe para Sudamérica. La empresa es reconocida mundialmente por sus soluciones de energía solar innovadoras y confiables, incluidos inversores solares, sistemas de almacenamiento de energía y soluciones inteligentes de gestión de energía.

Su presencia en ExpoSolar Colombia resalta su compromiso de colaborar con socios, instaladores y distribuidores locales, contribuyendo así a acelerar la adopción de energía solar sostenible en América del Sur. Durante ExpoSolar Colombia, GoodWe exhibirá sus productos líderes en el mercado, compartirá conocimientos sobre las tendencias de la industria y demostrará su compromiso con la sostenibilidad y la energía limpia. La compañía espera establecer asociaciones valiosas y construir una base sólida para un crecimiento continuo en la región.

Descubra las soluciones que se expondrán en la feria:

Microinversores MIS

La compañía anunció recientemente su entrada al mercado de los microinversores con los nuevos GW1600- MIS, GW1800-MIS y GW2000-MIS. La expansión estratégica refuerza la posición de GoodWe como pionero en tecnología, aportando mayor eficiencia y flexibilidad a la generación de energía solar distribuida. Los microinversores GoodWe ofrecen electrónica de potencia a nivel de módulo (MLPE), que permite un uso más efectivo de la energía solar y una innovadora tecnología Wi-Fi Mesh, que permite la interconexión Wi-Fi entre microinversores en el mismo sistema.

Inversores MS G3: En el evento también se mostrará la nueva línea de inversores monofásicos/bifásicos, MS G3. Disponible en potencias de 7kW, 8,5kW y 10kW y con 3 MPPT, es perfecto para su aplicación en sistemas residenciales o comerciales que tengan cubiertas complejas con diferentes techos y orientaciones. Múltiples MPPT garantizan flexibilidad y máximo rendimiento del sistema. Todos los modelos tienen una corriente de entrada de hasta 20 A por cadena, soportando los paneles fotovoltaicos más potentes disponibles en el mercado. Los inversores MS G3 cuentan además con protección opcional contra descargas atmosféricas y la más avanzada tecnología de protección contra arcos eléctricos, el dispositivo AFCI (Arc Fault Circuit Interrupter).

Inversores MS G3 

En el evento también se mostrará la nueva línea de inversores  monofásicos/bifásicos, MS G3. Disponible en potencias de 7kW,  8,5kW y 10kW y con 3 MPPT, es perfecto para su aplicación en  sistemas residenciales o comerciales que tengan cubiertas  complejas con diferentes techos y orientaciones. Múltiples MPPT  garantizan flexibilidad y máximo rendimiento del sistema. Todos  los modelos tienen una corriente de entrada de hasta 20 A por  cadena, soportando los paneles fotovoltaicos más potentes  disponibles en el mercado. Los inversores MS G3 cuentan además con protección  

opcional contra descargas atmosféricas y la más avanzada tecnología de protección  contra arcos eléctricos, el dispositivo AFCI (Arc Fault Circuit Interrupter). 

Trifásicos 208-220Vac LV-SMT 

Para el seguimiento comercial y industrial, el fabricante  presenta su línea de inversores trifásicos 208-220 Vac, el LV SMT, que satisface perfectamente la demanda del mercado  colombiano de equipos que trabajan con baja tensión de  salida. Desarrollados para suministrar energía a 208-220  Vac, no requieren el uso de transformadores de voltaje  externos, lo que puede generar ahorros de hasta un 8% en  comparación con los sistemas fotovoltaicos que utilizan  inversores trifásicos convencionales con mayor voltaje de  salida AC. Estos inversores están fabricados con  condensadores de película fina y cuentan con protección  contra rayos integrada. También está disponible la opción AFCI, que garantiza la  seguridad de la instalación frente a incendios provocados por arcos eléctricos. 

Solución de almacenamiento ES-US + batería FH-US 

Con la expansión del mercado fotovoltaico conectado a la red, la búsqueda de  soluciones de almacenamiento en baterías está cada vez más presente, junto con la  gestión de la energía generada y consumida. “Diseñamos la solución EcoSmart  Home, que cubre las áreas de generación, almacenamiento, carga y gestión  inteligente de energía, para satisfacer las diversas necesidades de los propietarios de  viviendas. Además, podemos crear soluciones personalizadas según requisitos  específicos de uso de energía”, explica Fabio Mendes, vicepresidente de GoodWe  para Sudamérica. 

En el corazón de la solución EcoSmart Home se encuentran los inversores  híbridos GoodWe de la línea ES-US, con potencias de 5kW, 6kW, 7,6kW, 9,6kW y  11,4kW. Todos cuentan con certificación UL, topología de conexión 120/240 Vac de fase dividida y se adaptan al estándar de red colombiano, sin  necesidad del uso de transformadores. Los inversores GoodWe admiten la alimentación de cargas  de 120 Vac y 208 o 240 Vac con conexión bifásica y soporte de  respaldo para toda la casa cuando se acopla un dispositivo Auto  Back externo. Los modelos, que cuentan con un nivel avanzado  de almacenamiento, tienen tiempos de respuesta  extremadamente rápidos en caso de fluctuaciones o cortes de  energía en la red. Además, son conocidos mundialmente por su  excelente rendimiento, confiabilidad y suministro de energía  ininterrumpida. Junto con baterías LiFePO4 de alto voltaje con certificación UL  de la línea Lynx FH-US (9,6 kWh a 153,6 kWh), que tienen un diseño  modular y permiten la expansión según las necesidades locales, los  inversores permiten que el sistema almacene eficazmente el exceso  de energía. para uso doméstico posterior o en momentos de falta de  energía pública, asegurando ahorro y suministro ininterrumpido. 

«La solución EcoSmart Home representa nuestro compromiso  total de ajustar nuestra visión a las necesidades del cliente. Al  desarrollar estas soluciones, colaboramos con el cliente y le  brindamos la oportunidad de incorporar cualquier característica  deseada en su sistema doméstico, lo que nos brinda ventajas  competitivas en el mercado», dice Fabio Mendes. 

Equipos para Grandes Plantas UT 1500V 

En el sector de la generación eléctrica a gran  escala, destacará la nueva línea UT 1500V de inversores  string trifásicos (320/350 kW), con opciones de 12 o 15  MPPT y soporte para corrientes de hasta 20A y módulos  bifaciales de 182 mm y 210 mm. Además de los  inversores, la cartera para grandes plantas incluye  dispositivos de comunicación HPLC de última generación  y estaciones transformadoras compactas de media tensión para la conexión a la red.  Estas soluciones ejemplifican la capacidad de GoodWe para liderar la transformación  energética a gran escala, brindando eficiencia, confiabilidad y integración  excepcionales para proyectos de plantas de energía a gran escala. 

Movilidad eléctrica – Cargador EV 

Otra novedad en el portafolio de la compañía son los cargadores para  vehículos eléctricos de la línea HCA. GoodWe lanzará en el evento cargadores con  capacidad de carga rápida, protecciones incorporadas y integración con el tradicional  sistema de gestión remota de la compañía, SEMS, para el seguimiento y control de  cargadores, inversores, baterías y contadores inteligentes. Los modelos monofásicos (7kW) y trifásicos (11kW y 22kW) garantizan una carga segura y  rápida para aplicaciones residenciales con o sin sistemas  fotovoltaicos. 

GoodWe invita a todos a visitar su stand, No.124, en la Plaza  Mayor de Medellín, en ExpoSolar Colombia y descubrir cómo sus  soluciones de energía solar pueden impulsar la transición hacia  un futuro más sostenible en América del Sur. 

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Daiana Ortiz Mena asumió como presidenta de Sempra Infraestructura

A través de un comunicado, Sempra Infraestructura, reconocida compañía que construye, opera e invierte en proyectos de energías limpias e infraestructura energética, anunció que Tania Ortiz Mena fue designada como presidenta de la compañía.

En este importante cargo, la experta liderará las líneas de negocio de la empresa: energías limpias; infraestructura energética; gas natural licuado y cero emisiones netas. 

Con una trayectoria profesional de más de 23 años en la familia de empresas de Sempra, ocupó distintas posiciones incluyendo directora general de IEnova, directora ejecutiva de Desarrollo, vicepresidenta de Desarrollo y Asuntos Externo y presidenta de energías limpias e infraestructura energética. 

Actualmente, Ortiz Mena es también consejera independiente en el Consejo de Administración de la Bolsa Mexicana de Valores y encabeza su Comité de Prácticas Societarias

Participa de forma activa en el CEO Dialogue México – Estados Unidos así como en el Diálogo Interamericano, y se desempeña en el consejo de diferentes organizaciones incluyendo la American Chamber of Commerce México (AMCHAM,) la Asociación Mexicana de Gas Natural (AMGN) y el Consejo Mexicano de Asuntos Internacionales (COMEXI).

En efecto, la flamante presidenta ya presentó las recomendaciones del grupo de trabajo de Energía y Cambio Climático del CEO Dialogue 2023 México-Estados Unidos, organizado por el Consejo Coordinador Empresarial MX Oficial y la U.S. Chamber of Commerce y con la participación del subsecretario de Hidrocarburos, Miguel Ángel Maciel, de la Secretaría de Energía.

Gran repercusión por la designación

Tras su nombramiento, autoridades de distintas instituciones la saludaron a la experta por su flamante cargo.

En primer lugar, Justin Bird, CEO de Sempra Infraestructura, destacó: “La amplia experiencia y liderazgo ejemplar de Tania seguirán impulsando nuestra estrategia de crecimiento y compromiso para facilitar una transición energética responsable, guiados por nuestra visión de contribuir con energía para un mundo mejor”.

“Estoy seguro de que la vasta experiencia de Tania seguirá posicionando a Sempra Infraestructura como un promotor de soluciones de energía innovadoras”, agregó.

Por su parte, H2 México publicó en su cuenta de Linkedin: “La Asociación Mexicana de Hidrógeno (H2 México) felicita a Tania Ortiz Mena por su nombramiento como Presidenta de Sempra Infraestructura. Sempra forma parte de la Asociación y estamos seguros que tendrá mucho éxito en sus nuevas responsabilidades».

A su vez, Asolmex destacó en sus redes sociales:Su experiencia y liderazgo en el sector, serán muy valiosos para el impulso de una Transición Energética responsable en México. ¡Enhorabuena Tania!”

 

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Trina Solar es nombrada Líder de Descarbonización por la Cámara de Comercio de la Unión Europea en China

La Cámara de Comercio de la Unión Europea en China distinguió a Trina Solar con el título de Líder en Descarbonización por sus logros en la transición hacia una economía baja en carbono y la mitigación del cambio climático. La empresa recibió el galardón en la conferencia y ceremonia de los Premios a la Empresa Sostenible 2023, celebrada en Shanghái el 6 de septiembre.

El premio reconoce el excepcional rendimiento de la compañía en materia de descarbonización a nivel de operaciones empresariales y es un testimonio de su contribución a la consecución de los objetivos climáticos establecidos en el Acuerdo de París de 2015.

En consonancia con los Objetivos de Desarrollo Sostenible de la ONU, los Premios de la Cámara Europea de Empresas Sostenibles evalúan a las empresas en función de su compromiso con iniciativas de desarrollo sostenible y su impacto empresarial a largo plazo.

El premio al Líder de la Descarbonización pretende crear un modelo que inspire a más empresas a reducir las emisiones de carbono, lograr un crecimiento ecológico y promover el desarrollo sostenible. Trina Solar ganó el premio en una dura competencia con otras 64 empresas.

Desde hace tiempo Trina Sola defiende los principios del desarrollo sostenible. Aprovechando sus ventajas en la evolución de productos, innovación tecnológica y capacidad de fabricación, la empresa ha sido una fuerza impulsora del desarrollo sostenible.

Según el Informe de Sostenibilidad 2022 de Trina Solar, las emisiones de gases de efecto invernadero por unidad de producción de células y módulos se redujeron un 51% y un 62%, respectivamente, en 2022 con respecto a la referencia de 2020.

El gigante asiático concede gran importancia al control de las emisiones de carbono en todos los aspectos del ciclo de vida de los módulos. Además, es el primer fabricante de módulos en completar la certificación LCA para módulos de 210 mm.

La gama completa de módulos Vertex de 210 mm ha obtenido el Certificado de Huella de Carbono de TÜV Rheinland. Los módulos Vertex lideran la industria y potencian el desarrollo ecológico global al ofrecer un rendimiento superior.

Todas las plantas mundiales de Trina Solar se han establecido de acuerdo con la norma ISO 14001 y han funcionado en consonancia con ella, y han realizado inventarios de GEI de acuerdo con la norma ISO 14064. Su planta de Yiwu, en la provincia de Zhejiang, obtuvo el Certificado de Fábrica de Carbono Cero (Tipo 1) para 2022, una primicia en el sector.

También ha establecido un parque industrial de emisión neta cero que integra la generación, transmisión, carga y almacenamiento de energía en la provincia de Qinghai.

En el primer semestre de 2023, Trina Solar había enviado más de 150 GW de módulos solares a más de 160 países y regiones. Los módulos enviados han ayudado al mundo a generar 202.500 millones de kWh de energía limpia, reduciendo las emisiones de CO2 en 202 millones de toneladas, lo que equivale a plantar 11.000 millones de árboles.

Trina Solar, adhiriéndose a la misión de «Energía solar para todos», se compromete a liderar el camino de las soluciones inteligentes de energía solar y a facilitar la transformación de nuevos sistemas de energía para un futuro neto cero.

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El Consejo colombiano de mujeres en energía celebra su primer aniversario

El primer año del Consejo colombiano de mujeres en energía será conmemorado con un evento especial respaldado por la Asociación Colombiana de Energía Solar y la Fundación Universitaria CEIPA, en un esfuerzo conjunto por fomentar la igualdad de género y la participación activa de las mujeres en el sector energético. A través de paneles de discusión y mesas de trabajo, se buscará promover la inclusión de niñas y adolescentes en carreras relacionadas con las energías renovables.

El evento conmemorativo se llevará a cabo el martes 3 de octubre a las 4:00 p. m. en la sede del CEIPA ubicada en la Calle 77 sur #40-166, Sabaneta, Auditorio Fundadores, piso 3, previa inscripción. ACOSOL y CEIPA extienden una invitación abierta a la comunidad interesada en la temática y, en particular, a todas las mujeres que buscan un espacio de crecimiento y desarrollo en el campo de la energía.

El programa del evento incluirá un conversatorio en el que participarán destacadas figuras del ámbito energético, como Lina Hoyos, científica en Nanotecnología; Mariana Pérez, ingeniera con patentes propias; Nadia Henao, fundadora de Rutech Ingeniería de Polímeros; y Natalia Suarez, abogada internacionalista enfocada en energías renovables y asuntos corporativos. Estas mujeres compartirán sus experiencias y desafíos en el camino hacia el liderazgo en un sector donde las brechas de género aún son significativas.

Posteriormente al conversatorio, se llevará a cabo una mesa de trabajo centrada en la implementación de un plan educativo (cartilla educativa) diseñado para inspirar a niñas y adolescentes a considerar carreras vinculadas a las energías renovables. Este esfuerzo busca fomentar la participación femenina desde etapas tempranas de la educación y construir una base sólida para futuras líderes en el ámbito energético.

Una de las acciones trascendentales derivadas de la creación del Consejo es la apertura del Comité de perspectiva de género de la Asociación Colombiana de Energía solar. ACOSOL, consciente de la importancia de la equidad de género para el desarrollo del sector económico relacionado con la energía solar, se compromete a apoyar activamente eventos que promuevan la participación de las mujeres en esta industria global.

En línea con esta misión, la asociación se enfocará en promover la participación de las mujeres en carreras STEM desde la educación temprana, generar conocimiento a partir de estudios e investigaciones sobre su participación en el sector solar en Colombia, y desarrollar políticas y programas específicos para abordar los desafíos que enfrentan en esta industria en crecimiento.

El primer aniversario del Consejo Colombiano de Mujeres en Energía representa un paso significativo hacia una transición energética más equitativa, sostenible y justa para toda la sociedad. Con el apoyo de entidades clave como ACOSOL y CEIPA, la iniciativa seguirá impulsando acciones y estrategias para lograr una participación plena y efectiva de las mujeres en el sector energético.

Para asistir al evento deberá inscribirse en el siguiente enlace: https://forms.office.com/r/kTVUptS0CR

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Oldelval suma 20 mil barriles de crudo por día a su capacidad de transporte

La compañía de midstream Oleoductos del Valle (Oldelval) informó este domingo que ya se encuentra operativa la primera ampliación del proyecto Duplicar Plus. De este modo, se incrementa la capacidad de transporte en 20.000 bbl/d en el tramo del Oleoducto Allen (Río Negro) – Puerto Rosales (Buenos Aires), alcanzando una capacidad total de transporte de 300.000 bbl/d hacia el Atlántico.

A partir de este domingo comienza la asignación de capacidad en firme a los productores que accedieron a la contratación incremental de capacidad de transporte del proyecto Duplicar Plus.

Al respecto, el CEO de Oldelval, Ricardo Hösel destacó: “Este primer salto de ampliación suma 20.000 bbl/d y el siguiente en junio de 2024 agregará otros 60.000 bbl/d. Para principios de 2025, culminaremos el proyecto que va a incrementar la capacidad de transporte hacia el Atlántico en más 300.000 bbl/d».

El proyecto «Duplicar Plus» contempla la construcción de 525 km de ductos, en una traza paralela a la existente, desde la Estación de Bombeo en Allen, en la provincia de Río Negro, hasta Puerto Rosales, en la provincia de Buenos Aires. En la actualidad, la capacidad de diseño del sistema de transporte es de 226.000 bbl/d y finalizado el proyecto se incrementará a 540.000 bbl/d hacia el Atlántico.

Inversión, exportaciones y desarrollo local

Las obras demandan una inversión de 1200 millones de dólares y van a permitir al país incrementar la exportación de petróleo en más de 300.000 bbl/d, equivalentes a 8.000 millones de dólares al año. La inversión se financia en un 80 por ciento con adelanto de los clientes y el otro 20 por ciento con instrumentos financieros. 

“Una de las características más destacables es su compromiso con el desarrollo local, la cadena de valor de esta importante inversión está compuesta por más de 150 Pymes que durante los 26 meses de duración estimada de la obra implica la contratación promedio de 1.200 trabajadores en forma directa, unos 1.600 colaboradores en el pico máximo de la obra y unos 12.000 entre mano de obra indirecta e inducida entre mano de obra indirecta e inducida”, aseguró Oldelval a través de un comunicado.  

Acopio de caños para el proyecto Duplicar Plus.

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, Redaccion EconoJournal

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Techint-Sacde; BTU, y Pumpco ofertaron para la reversión del Gasoducto Norte

En la sede de la estatal Energía Argentina se realizó la apertura de ofertas para la Reversión del Gasoducto Norte, una obra complementaria del Gasoducto Presidente Néstor Kirchner que permitirá llevar el gas de Vaca Muerta a las provincias del norte del país.

En el acto, que fue encabezado por el presidente de Energía Argentina, Agustín Gerez, se recibieron tres ofertas presentadas por las empresas BTU S.A.; PUMPCO INC. y la Unión Transitoria (UTE) TECHINT-SACDE.

Las obras comprenden la construcción de un nuevo ducto entre las localidades de Tío Pujio y La Carlota, en Córdoba, de 122 kilómetros de extensión, con caños de 36 pulgadas de diámetro; dos loops (ampliaciones) de 62 kilómetros junto a la traza del Gasoducto Norte con caños de 30 pulgadas de diámetro; y la reversión del sentido de inyección del gas en 4 plantas compresoras ya existentes en Córdoba, Santiago del Estero y Salta.

El proyecto demanda una inversión de 710 millones de dólares, de los cuales 540 millones de dólares serán aportados por un crédito del Banco de Desarrollo para América Latina y el Caribe (CAF).

Acerca de la recepción de las ofertas Gerez opinó “estamos dando un paso fundamental con esta obra que cuenta con financiamiento de CAF y que nos va a permitir abastecer al norte de nuestro país con el gas de Vaca Muerta y con ello la sustitución total del gas que importamos de Bolivia, lo que implica un ahorro de 1.960 millones de dólares y complementa el Gasoducto Presidente Néstor Kirchner”.

Gerez agregó que “la Reversión del Gasoducto Norte será el primer proyecto que inauguremos con el ministro Sergio Massa como Presidente de la Argentina”. Su finalización esta proyectada para mayo de 2024.

Las obras licitadas se han dividido en tres renglones y podrán adjudicarse dos renglones (en forma consecutiva) si los oferentes se presentaron asociados (UTE).

Cabe referir a modo de antecedente que BTU estuvo a cargo de la construcción de uno de los tres tramos del GPNK, y que los dos tramos restantes fueron construídos por la UTE Techint-Sacde.

El nuevo proyecto ahora licitado por Energía Argentina es parte de las obras complementarias de la Etapa 2 del Gasoducto Presidente Néstor Kirchner, que unirá la localidad bonaerense de Salliqueló con San Jerónimo, en Santa Fe.

La Reversión del Gasoducto Norte permitirá llevar el gas de Vaca Muerta a las industrias de Córdoba, Tucumán, La Rioja, Catamarca, Santiago del Estero, Salta y Jujuy, así como la conexión de hogares a las redes de gas natural y el desarrollo a escala de nuevas actividades industriales, especialmente la minería de litio.

Además de bajar el costo de generación eléctrica y del gas natural para las industrias del norte argentino, esta obra estratégica generará 3.000 puestos de trabajo directos y 12.000 indirectos, se indicó.

También será posible realizar exportaciones de gas hacia el norte de Chile, al centro de Brasil y a Bolivia, y su habilitación está prevista para antes del invierno 2024.

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La constructora del dueño del Inter de Miami, la sorpresa en la licitación para la reversión del Gasoducto Norte

La empresa estatal Energía Argentina (Enarsa) llevó a cabo este viernes la apertura de las ofertas de la licitación para los trabajos de reversión del Gasoducto Norte, una obra clave para abastecer con producción de gas de Vaca Muerta a las provincias del NOA y Cuyo y que permitirá reemplazar el declino de los envíos de Bolivia. Tal como anticipó EconoJournal, la constructora MasTec del, dueño del Inter de Miami, el club donde se desempeña Lionel Messi, fue la sorpresa ya que se presentó en la compulsa a través de su subsidiaria Pumpco, la mayor constructora de oleoductos y gasoductos de Estados Unidos.

Los otros competidores son BTU y la UTE conformada por Techint y Sacde, que fueron las mismas que construyeron el primer tramo del Gasoducto Néstor Kirchner. Un dato que dejó la apertura de ofertas es que no se presentaron las otras constructoras locales Víctor Contreras y Contreras Hermanos.

Licitación

El Gasoducto Norte, operativo desde 1960, tiene 1.454 kilómetros de extensión y cuenta con 12 plantas compresoras. La compulsa es para realizar la ingeniería de detalle, suministros y construcción de un ducto que requiere la reversión. La compulsa se lanzó el 25 de agosto y cuenta como financiamiento un préstamo de US$ 540 millones por parte de la Corporación Andina de Fomento (CAF).

El remanente se solventará con dinero del Fondo de Estabilización del Mercado Eléctrico Mayorista de Cammesa, como anticipó EconoJournal en julio. En total, la reversión del ducto requiere de un financiamiento de US$ 750 millones. “Nos va a permitir la sustitución total del gas que importamos de Bolivia, lo que implica un ahorro de US$ 1.960 millones”, afirmó el presidente de Enarsa, Agustín Gerez, en el acto de apertura.

Pumpco

La empresa Pumpco es la forma de llegar a la Argentina del grupo MasTec, una megacorporación que cotiza en la Bolsa de Nueva York y que también tiene a su cargo el tendido del principal gasoducto entre México y EE.UU.

La reversión del Gasoducto Norte podría ser el puntapié para el desembarco en el país de este gigante con base en Florida, pero que tendría en carpeta también desarrollar otros proyectos de infraestructura en la Argentina.

Próximo invierno

La reversión del Gasoducto Norte es clave porque la Argentina necesita reemplazar el declino productivo de Bolivia para no correr el riesgo de desabastecimiento para el próximo invierno. El caño va desde Córdoba hasta el límite con Bolivia. Además, Enarsa ya acordó la compra de los caños de 36 pulgadas a Tenaris, empresa del grupo Techint, para el tramo de 122,5 kilómetros de extensión, que unirá la planta compresora de La Carlota del gasoducto Centro Oeste hacia la de Tío Pujio sobre el Gasoducto Norte.

La primera etapa de la reversión podrá incorporar 19 millones de metros cúbicos de gas diarios (MMm3/d). La segunda incorporará una capacidad adicional de transporte de gas para llegar a 29 MMm3/d. El conjunto de obras de la reversión incluye también 62 kilómetros de loops de 30 pulgadas sobre el Gasoducto Norte hasta la localidad de Ferreyra y trabajos de reversión de inyección de las plantas compresoras Ferreyra, Dean Funes, Lavalle y Lumbrera.

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, Roberto Bellato

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Vaca Muerta, GNL y represas: los anuncios de Sergio Massa en Neuquén

En la próxima semana se lanza la licitación para el segundo tramo del gasoducto y habrá dictamen del proyecto de ley de GNL en el Congreso. Ámbito estuvo en la visita de Massa a Neuquén, en busca de apoyo en una provincia beneficiada por las últimas medidas. En búsqueda de votos para llegar al balotaje, el ministro-candidato de Unión por la Patria, Sergio Massa, viajó a Neuquén, en una recorrida de la que participó Ámbito. Se trata de una de las provincias donde tuvo de los peores resultados en las primarias, al salir tercero, pero donde espera recuperar intención de […]

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Los factores claves en la decisión sobre la exploración costa afuera de Ancap

La estatal adjudicó la licitación a cuatro empresas, entre ellas la argentina YPF. Tras el descubrimiento de cuencas en Namibia, al otro lado del océano Atlántico, la Administración Nacional de Combustibles, Alcohol y Portland (Ancap) otorgó la semana pasada siete licencias de exploración costa afuera a cuatro petroleras, lo que demuestra el interés de la industria en las costas uruguayas. egún el gerente de transferencia de energía de Ancap, Santiago Ferro, entre los adjudicatarios de licencias se encuentran la argentina YPF, la estadounidense APA Corp y las británicas Shell y Challenger Energy Group (CEG). Señaló además que, tras los descubrimientos […]

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Dólar minero: analizan un tipo de cambio diferencial para potenciar exportaciones

El ministro quiere acelerar la exportación minera y a cambio ofrecerá un dólar diferencial similar al Dólar Vaca Muerta. Las empresas mineras alertan por una caída en el oro y la plata. Vencido el Dólar Soja 4 y lanzado el Dólar Vaca Muerta, ahora el Gobierno nacional tiene listo el anuncio del Dólar Minero. La iniciativa entusiasma a las empresas del sector, pero también genera algunas dudas. Según pudo saber Ámbito, la intención del ministro Sergio Massa es oficializarlo cuanto antes, teniendo en cuenta que desde el 27 de septiembre rige la prohibición de actos públicos que busquen captar el […]

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Total Energies afirma que aumentaría su producción de gas y petróleo y pagaría más a sus inversores

La compañía energética francesa Total Energies anunció el miércoles que aumentará su rentabilidad para los inversores y que prevé aumentar su producción anual de gas y petróleo entre un 2 y un 3% durante los próximos cinco años. El grupo afirmó que espera distribuir entre los inversores alrededor del 44% de su flujo de caja para 2023 y se fijó un objetivo de al menos el 40% para los años posteriores a ese año. Total Energies también anunció resultados exitosos de exploración en Namibia, que serían confirmados por otra prueba de flujo, y afirmó que se llevarían a cabo posiciones […]

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Argentina frena todos los envíos de gas a Paraguay y no deja cargar los camiones

El director general de Aduanas de Argentina, Guillermo Michel, tomó la decisión tras las demoras en la investigación por subfacturación. Peña evalúa comprar gas a Bolivia para evitar el desabastecimiento. Argentina decidió suspender las exportaciones de gas a Paraguay y los camiones ya no podrán cargar antes de cruzar la frontera. Lo confirmó a LPO la Dirección General de Aduanas (DGA), a cargo de Guillermo Michel, por las demoras en la investigación por subfacturación y a partir de ahora las plantas tienen prohibido abastecer los camiones. La situación deja a Paraguay en una situación complicada. Según fuentes consultadas, las autoridades […]

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Rolando Figueroa se reunió con Miguel Galuccio e inversionistas de la petrolera Vista

El futuro de Vaca Muerta fue discutido entre Rolando Figueroa, gobernador entrante de Neuquén, y Miguel Galuccio, actual alcalde de Vista. La nueva estrategia estratégica de su empresa le fue presentada por la ex YPF. Rolando Figueroa, gobernador entrante de Neuquén, se reunió ayer con Miguel Galuccio, presidente y director general de la empresa, así como con inversionistas de Nueva York, Londres y México. El mandatario aseguró a la multitud: «Vaca Muerta hoy no tiene techo y estará bien cuando llegue el invierno». Miguel Galuccio Según la comunicación, en el encuentro se discutió el futuro de la industria, así como […]

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Protección ambiental: Prefectura brindó un curso sobre derrame de hidrocarburos

Efectivos de la Prefectura Naval Argentina dictaron un curso sobre derrames de hidrocarburos y mercancías peligrosas (nivel operador), que estuvo destinado a personal de a la empresa YPF y que se realizó en la provincia de Neuquén. La instrucción fue impartida por personal de la Escuela Nacional Superior de Salvamento y Buceo de la institución y se desarrolló sobre las aguas del río Limay, donde se realizó una de armado y despliegue de equipamiento de respuesta ante distintas contingencias Del curso participaron 30 trabajadores de la empresa YPF, quienes estuvieron acompañados por personal y medios fluviales de la Fuerza. ¿Cómo […]

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EL BANCO ASIÁTICO APROBÓ EL CRÉDITO PARA FINANCIAR EL PARQUE EÓLICO

El secretario de Hidrocarburos, Alejandro Aguirre, informó sobre la aprobación del crédito para financiar el parque eólico por parte del Banco Asiático, tras la reunión cumbre en Egipto. También este martes se realizó la apertura de sobres de la licitación lanzada por CAMMESA para los parques de generación térmica en Tierra del Fuego, que forma parte del plan de transición energética. “Los avances son concretos y la producción de hidrógeno es cada vez más cercana”, afirmó el funcionario. También se refirió a las inversiones de YPF en la provincia, que lentamente se van reactivando. Hubo una reunión hace poco y […]

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Plan Gas.Ar 5: Energía adjudicó volúmenes incrementales a la Cuenca Austral

Los beneficiarios fueron Compañía General de Combustibles (CGC), YPF y Pampa Energía, entre otras energéticas. Los beneficios se sostendrán hasta diciembre de 2028 a un costo de USD 9,8 el millón de BTU hasta fines de 2026 y, luego, a USD 6 el millón de BTU. La Secretaría de Energía de la Nación (dependiente del Ministerio de Economía) adjudicó nuevos volúmenes incrementales correspondientes al Plan Gas.Ar 5, según la Resolución 799 publicada en el Boletín Oficial. Así, los beneficiaros del esquema estatal fueron Compañía General de Combustibles (CGC), YPF, Pampa Energía, Ledesma y Tecpetrol. Los datos oficiales señalaron que las […]

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¿Vista puede ganar más dinero? Conquistó el mercado y se disparó un día en que los precios del petróleo estaban cayendo

Los precios del crudo aumentaron ayer un 3%; El ADR relacionado con la energía subió hasta el 3,93%, pero Galuccio marcó un récord apostando por Vaca Muerta. El ADR de Vista, petrolera liderada por Miguel Galuccio que ha reorientado sus operaciones en Vaca Muerta, experimentó una caída extraordinaria: combinó la caída de los precios del crudo con los resultados favorables de su nuevo plan estratégico trimestral. Las acciones de la petrolera subieron un 10% a US$ 30,33 en una jornada en la que obtuvieron buenos resultados todas las empresas argentinas que cotizan en las bolsas de Nueva York y que […]

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Panamá recibió 27 ofertas en la licitación de corto plazo para contratación de potencia y energía

Panamá celebró el acto de recepción de ofertas de la Licitación Pública Internacional (LPI) Nº ETESA 01-23 para la contratación de potencia y energía a corto plazo.

Se presentaron 27 sobres de ofertas. Dos proponentes fueron rechazados por la no presentación de certificaciones dentro del sobre entregado. Sin embargo, las 25 ofertas restantes calificaron para competir por contratos con las distribuidoras (ver detalle al pie de la nota).

La mayoría fueron renovables. Se trató de 14 propuestas que incluyeron hidroeléctricas ubicadas principalmente en las provincias de Chiriquí y Coclé, con potencial de suministrar energía y/o potencia en distintos meses de los próximos dos años.

En comparación con el proceso de licitación de corto plazo del año pasado, el oferente virtual tuvo un precio superior en esta ocasión. Esto habría sido bien recibido por el sector empresario.

«Me parece que por fin ASEP entendió que el oferente virtual no debe interferir en las adjudicaciones.  Al establecer un precio alto para la energía, permite que se puedan adjudicar ofertas», señaló Ramiro Troitiño, referente del sector eléctrico panameño.

Si bien el portavoz consultado, no participó de este proceso valoró como positivo el alcance y las lecciones aprendidas de la Autoridad, que dan lugar a más dinámica en el mercado.

En líneas generales, el precio del oferente virtual se ubicó entre los USD 0.14000 a los USD 0.20000 por kWh, en distintos períodos de enero a diciembre del 2024 y 2025. Mientras que el precio de potencia se fijó en USD USD 13.000 kW mes para cada periodo de contratación.

Es preciso recordar que en la licitación previa el 70% del renglón de energía quedó desierto y los participantes se habían pronunciado en contra del bajo precio que impedía la calificación de la mayoría de oferentes (ver más).

En esta ocasión, con un precio del oferente virtual más alto se podría dar a lugar a la contratación de más participantes. Restará analizar qué periodo y volumen se adjudicará a cada cual.

Quienes resulten adjudicados, brindarán suministro de potencia firme y/o energía para el periodo comprendido desde el 1 de enero de 2024 hasta el 31 de diciembre de 2025 para las empresas de distribución eléctrica Metro-Oeste, S.A. (EDEMET), Empresa de Distribución Eléctrica Chiriquí, S.A. (EDECHI) y Elektra Noreste, S.A. (ENSA).

Por lo pronto, los proponentes rechazados durante el acto de recepción de ofertas fueron el sobre 25 correspondiente a la Hidroeléctrica San Lorenzo y el 26 de Hidroecológica Del Caribe SA.  

En tanto que, las ofertas calificadas para competir por contratos de Solo Potencia, Solo Energía con diferencia de curva de demanda, Solo Energía con diferencia de curva de generación o Solo Energía con seguimiento de curva de generación, fueron:

Empresa 
Representante 
Tipo de Contrato
Fianza de Propuesta
Ubicación 
Tecnología
Potencia ofertada 
Precio de la energía 

Sparkle Power SA 
José Ernesto Castillo Aguilar 
Solo Energía con diferencia de curva de demanda   
875,000 balboas
Prov Colon
Bunker 

0.13000

Caldera Energy Corp 
Juan Ramón Brenes
Solo Energìa con diferencia de curva de generación 
125,000 

Hidráulica 
4 MW
Entre 

0.08500 y 0.07700

(USD/kWh)

Istmus Hydro Power SRL 
Elmar Ruecker
Solo Energìa con diferencia de curva de demanda
178,000 
Prov Chiriquí 
Hidráulica 
Entre 

3 – 7,12 MW 

Entre 0.13771 y 0.10000

(USD/kWh)

Las Perlas Norte SRL 
Elmar Ruecker 
Solo Energìa con diferencia de curva de demanda
73,500
Prov Chiriquí 
Hidráulica 
Entre 

0,22 y 2,94 MW 

Entre 0.12254 y 0.10000

(USD/kWh)

Las Perlas Sur SRL 
Elmar Ruecker 
Solo Energìa con diferencia de curva de demanda
242,250
Prov Chiriquí 
Hidráulica 
Entre 

0,70 y 9,69 MW 

Entre 0.13771 y 0.10000

(USD/kWh)

Tropitermica 
Abdiel de León 
Solo Potencia 
250,000
Prov Colon
Tèrmica Diesel 
0.95 a 1.00
13.92 USD/kW mes 

Empresa Nacional de Energía SA EMNADESA 
Abdiel de León 
Solo Energìa con diferencia de curva de demanda
100,000
Prov Chiriquí 
Hidráulica 
Entre 2.00 y 4.00 MW
0.08500 a 0.11275

(USD/kWh)

Hydro Caisan SA 
Grace Rivas
Solo Energìa con diferencia de curva de demanda
1,030,000 
Prov Chiriquí 
Hidráulica 
Entre 1.00 y 40.98 MW
0.08470 y 0.09765

(USD/kWh)

Fountain Hydro Power Corp. 
Ian Dillon 
Solo Energìa con diferencia de curva de demanda
504,000
Prov Chiriquí 
Hidráulica 
Entre 10.08 a 6.26 MW
0.135

(USD/kWh)

UEP Penonomé II SA 
Monica Lupiañez Rivas 
Solo Energìa con diferencia de curva de generación 
875,000
Prov Coclé 
Eólica 
Entre 19 y 1.50 MW
0,13485

(USD/kWh)

Tecnisol IV SA 
Monica Lupiañez Rivas 
Solo Energìa con diferencia de curva de generación 
75,000
Prov Chiriquí 
Solar 
3 MW
0,13100

(USD/kWh)

Pan-Am Generating limited s.a 
Gabriel Bonett 
Solo Energìa con diferencia de curva de demanda 
1,250,000
Prov Panamá Oeste  
Térmica Bunker 
44 MW
Entre 0.18190 y 0.18872

(USD/kWh)

Generadora del Istmo SA
Gabriel Bonett 
Solo Energìa con diferencia de curva de demanda 
250,000
Prov Chiriquí 
Hidráulica 
10 MW
Entre 0.09000 a 0.09432

(USD/kWh)

Pan-Am Generating limited s.a 
Gabriel Bonett 
Solo Potencia
1,250,000
Prov Panamá Oeste  
Térmica Bunker 
Entre 50 MW y 43 MW
8.10 USD/kW mes 

Pan-Am Generating limited s.a 
Gabriel Bonett 
Solo Potencia
2,125,000
Prov Panamá Oeste  
Térmica Bunker 
85 a 43 MW
8.65 USD/kW mes

Pedregal Power Company SRL 
Gabriel Bonett 
Solo Energìa con diferencia de curva de demanda 
1,250,000
Prov Panamá  
Térmica Bunker 
Entre 50 MW y 34 MW
Entre 0.19873 a 0.18474

(USD/kWh)

Pedregal Power Company SRL 
Gabriel Bonett 
Solo Energìa con diferencia de curva de demanda 
1,250,000
Prov Panamá  
Térmica Bunker 
3.53 a 50 MW 
Entre 6.00 a 8.15 USD/kW mes

Generadora del Atlantico SA (GENA) 
Roberto Mendieta 
Solo Potencia 
2,500,000
Prov Colon 
Térmica  Diesel 
Entre 2.00 y 93 MW
Entre 9.00 y 4.44 USD/kW mes

Gena Solar 
Roberto Mendieta 
Solo Energìa con diferencia de curva de generación 
250,000
Prov Coclé 
Solar 
8 MW 
Entre 0.0920 y 0.0820

(USD/kWh)

Hidropiedra SA 
Edda Amaya Indira Cevilla 
Solo Energìa con diferencia de curva de demanda 
125,000
Prov Chiriquí 
Hidráulica 
Entre 5 y 1 MW
0.07760 y 0.15500 (USD/kWh)

Celsia Centroamérica SA 
Javier Eduardo Gutierrez Alzate 
Solo Potencia 
1200,000
Prov Colón 
Térmica Bunker 
Entre 26 y 48 MW 
Entre 10.240 y 5.260 

USD/kW mes

AES Panamá 
Lisette Lorena Benitez 
Solo Energìa con seguimiento de curva de generación 
3,650,000
Prov Panamá, Coclé, Chiriquí y Bocas del Toro  
Hidroeléctrica, Solar y Eólica 
Entre 104 MW a 65 MW 
0.083

USD/kWh)

Electron Investment SA  
Héctor Manuel Cotes  
Contrato de solo energía con diferencia de curva de generación 
550,000
Prov Chiriquí 
Hidráulica 
Entre 12.250 y 21.250 MW
0.08500 y 0.09200

USD/kWh)

Autoridad del Canal de Panamá 
Biel José Pablo Barranco DIaz Granados 
Solo Potencia 
1,250,000 
Termoeléctrica Miraflores  
Térmica Bunker y Diesel 
Entre 39 MW a 50 MW 
4.728 USD/kW mes

*El detalle de los precios para cada mes ofertado y perfiles porcentuales de energía pueden visualizarse en el video del Acto de licitación LPI ETESA 01-23 – Para la Contratación de Potencia Firme y de Energía (Disponible en el canal de YouTube de ETESA Transmite) y posteriormente en el Acta firmada por los asistentes, una vez que esta se comparta el apartado de la Licitación Pública Internacional (LPI) Nº ETESA 01-23 (Disponible en la web oficial de ETESA).

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El inesperado descenso de la producción de crudo en los últimos seis meses que preocupa a la industria petrolera

El sector petrolero suele ser noticia habitualmente por los récords que se vienen registrando en Vaca Muerta, tanto a nivel de etapas de fractura como de producción. Sin embargo, la estadística nacional de los últimos 6 meses muestra un dato inquietante. Desde marzo la producción de crudo a nivel nacional se contrajo de 649.000 a 632.000 barriles por día (kbbl/d), un 2,7%, según datos de la consultora Economía & Energía que retoma datos oficiales de la Secretaría de Energía.

Una vez superado el peor momento de la pandemia de coronavirus, la producción petrolera comenzó a crecer de modo ininterrumpida de la mano de la expansión del shale. En julio de 2020 estaba en 487 kbbl/d, en julio de 2021 subió a 530 kbbl/d, en julio de 2022 a 595 kbbl/d y en julio de 2023 llegó a 632 kbbl/d.

Yacimiento de Loma Campana en Vaca Muerta.

Esa suba se explica enteramente por el shale oil, el petróleo que se extrae de forma no convencional en la cuenca Neuquina, que logró absorber la declinación estructural de la producción convencional, que viene cayendo año a año. De hecho, en los primeros siete meses de 2023 la producción trepó 9% por una expansión de 29% en el shale que permitió compensar la caída de 3% en los campos convencionales. No obstante, cuando se observa lo ocurrido entre marzo y julio puede verse que la producción total retrocedió de 649 a 632 kbbl/d.

Las posibles causas

Este leve retroceso en la producción es motivo de análisis al interior de la propia industria y no hay un consenso pleno sobre las causas que lo explican. “No puedo darte una explicación concreta. Hay que evaluar empresa por empresa para entender qué es lo que está pasando”, reconoció el director de Planeamiento de una de las principales empresas del sector que fue consultado por EconoJournal en la última edición de la AOG Expo realizada en septiembre en La Rural. 

Luego de conversar con otros directivos y consultores del sector, este medio identificó cuatro posibles causas que pueden estar detrás de esta baja.

1) Posibles interferencias entre los pozos nuevos y los viejos: el desarrollo en factoría de Vaca Muerta requiere que una vez perforado y puesto en producción un PAD de cuatro a seis pozos, se avance con un nuevo PAD al lado del anterior para ir barriendo todo el territorio. El problema es que la columna de agua que se inyecta en un pozo para estimularlo hidráulicamente puede terminar migrando al PAD aledaño, afectando la producción de la nueva perforación. Ese fenómeno, conocido en la industria como parent child, es motivo de análisis permanente no sólo en la Argentina, sino en los shales de EE.UU. Las operadoras deberán transitar una curva de aprendizaje para encontrar diseños y metodologías de perforación que neutralicen su impacto negativo.

2) Incremento de pozos perforados, pero no completados: en la jerga se los conoce como DUCS (Drilled but Uncompleted Wells). No está claro cuántos se encuentran en esa situación porque la información de cada empresa no es pública en ese renglón, pero una posibilidad es que en los últimos seis meses la media de pozos completados se haya reducido.

3) Ralentización de la inversión por el desacople de precios del petróleo: en este escenario la reducción se explicaría también por una disminución en la actividad de los equipos de perforación y completación como consecuencia de una ralentización del Capex. Es probable que, en los próximos meses, la brecha entre el precio interno del crudo y la paridad de exportación se acentúe por la decisión del gobierno de atrasar el traslado a precios de los combustibles de la nominalidad acelerada de la economía (mayor inflación y devaluación e incremento del precio internacional del crudo).  

4) Una cuarta explicación es que las campañas más recientes de perforación no tengan tan buenos resultados como las anteriores. Los principales jugadores de Vaca Muerta están produciendo petróleo de los sweet spot (las zonas de sus yacimientos más estudiadas y con mejores rendimientos). A medida que las empresas se alejan de esas áreas y empiezan a perforar zonas periféricas, es esperable que la productividad se resienta. Aún así, esta última hipótesis de trabajo no está verificada, porque el desarrollo de Vaca Muerta es aún temprano. “Hasta ahora, todas las campañas que iniciamos cada año son mejores que las anteriores. En 2023, la tendencia es la misma. Al menos en nuestro caso, la productividad de los pozos nuevos es mejor que la del año previo”, explicó en off the record un ejecutivo de YPF, el principal inversor en Vaca Muerta.

Fuente: Economía & Energía.

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, Redaccion EconoJournal

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Apagón masivo en Brasil: una falla en el control de tensión de parques eólicos y solares provocó el corte de agosto

La causa del apagón eléctrico masivo de agosto en Brasil fue una falla de los equipos de control de tensión en determinados parques eólicos y solares. Así lo determinó un nuevo informe publicado esta semana por el Operador Nacional del Sistema Eléctrico del Brasil (ONS), en el que detalló las medidas que se deben implementar para evitar incidentes similares. El apagón dejó sin luz a un tercio de los usuarios del país.

En la presentación del borrador del Informe de Análisis de Perturbaciones (RAP, por sus siglas en portugués), el ONS resaltó la magnitud del evento y la importancia de las medidas a implementar. “El RAP que actualmente se está elaborando es uno de los más importantes de nuestra historia y será fundamental para mejorar la planificación, operación, regulación e integración de nuevos proyectos. Son innumerables los aportes que traeremos al sector eléctrico brasileño y que también pueden servir de parámetro para otros operadores del mundo«, dijo Luiz Carlos Ciocchi, director general del ONS.

Según el operador, el apagón afectó a un tercio de la demanda que estaba siendo servida en ese momento. Fueron interrumpidos unos 23.368 MW sobre un total de 67.507 MW. El gobierno señaló que afectó a unos 30 millones de usuarios. Toda la demanda fue restablecida por completo sobre las 14 horas del mismo día.

Falla en el control de tensión

El borrador del RAP señala que la principal falla identificada en el evento del 15 de agosto fue la actuación de los equipos de control de tensión de campo en varios parques eólicos y solares en el perímetro de la Línea de Transmisión Quixadá-Fortaleza II, en Ceará, estado del nordeste de Brasil, la principal región generadora de enegía eólica.

Sintéticamente, el apagón comenzó con la falla de dicha línea de transmisión. Este incidente debería haber tenido sólo un impacto local, pero los equipos de control de tensión en varios parques eólicos y fotovoltaicos en el perímetro de la línea no funcionaron como se esperaba, provocando apagones en cascada en todo el país.

«Estos dispositivos de planta debían compensar automáticamente la caída de tensión resultante de la apertura de la línea de transmisión, pero el rendimiento en el momento del suceso estaba por debajo de lo previsto en los modelos matemáticos proporcionados por los agentes y probados en simulaciones por el ONS», informó el operador.

Sistema separado en islas eléctricas

La salida de la línea Quixadá – Fortaleza II provocó una redistribución del flujo en la región Nordeste, provocando una caída de tensión en el troncal de 230 kV en la región de Ceará y en algunas subestaciones de 500 kV. Esta condición operativa resultó en la salida de otra línea de 500 kV, Presidente Dutra – Boa Esperanza, por la acción de la protección de pérdida de sincronismo (PPS).

Dada la nueva configuración operativa resultante de la caída de líneas en 500 kV, se incrementó la carga de algunas líneas y luego se inició un fenómeno de oscilación de potencia, que culminó con la pérdida de sincronismo entre áreas del sistema e inestabilidades locales. A partir de ese momento se verifican varias paradas por acción de protecciones de distancia y protecciones de disparo por oscilación de potencia (PPS), que tienden a promover la separación de sistemas que no están sincronizados.

A raíz de las distintas salidas, el sistema interconectado nacional brasileño quedó separado en islas eléctricas: Norte; Acre/Rondonia; Parte del Noreste; Sur/Sudeste/Centro-Oeste/Suroeste de Bahía. Fueron recortados unos 23.368 MW de demanda: 12.689 MW entre el norte y noreste y 10.680 MW en la macrorregión sur, sureste, centro-oeste.

Las medidas

El ONS incluyó en el informe cientos de notas que los agentes del sistema y el mismo operador deberán implementar antes de julio de 2024. Las medidas van desde ajustes en las protecciones, pasando por problemas en la comunicación con los agentes en el momento de la recomposición del sistema, hasta la validación de los modelos matemáticos de todos los generadores eólicos y fotovoltaicos, entre otras.

El borrador del RAP fue enviado a los agentes para que contribuyan al informe final que será publicado el 17 de octubre.

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, Nicolás Deza

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Enel revela su cartera de proyectos renovables en Perú

Como ya había anticipado Energía Estratégica, de las 23 empresas invertirán 781 millones de dólares en proyectos de transmisión eléctrica en Perú, Enel fue una de las compañías con mayor cantidad de desarrollos presentados con una inversión aproximada de USD 259 millones.

Estas cifras revelan el papel clave que juega la compañía para proyectos renovables en Perú por su experiencia, inversión, generación de empleo y contribución a la sostenibilidad ambiental.

Sus proyectos ayudan al país a avanzar hacia un futuro más sostenible y menos dependiente de los combustibles fósiles.

En conversaciones con Energía Estratégica, Marco Fragale, country manager de Enel Perú, señala la cartera de desarrollos renovables que vienen desarrollando en línea con su compromiso por diversificar la matriz energética del país.

¿Qué tecnologías renovables son las más demandas en la región y que proyectos tienen en su portafolio?

Latinoamérica se ha convertido en un punto focal para la expansión de las energías renovables debido a su amplio potencial de recursos naturales. Países como Chile, Brasil y México han liderado la adopción de energías limpias.

Como Enel Perú nos impulsa un firme compromiso por la promoción de energías renovables para fomentar la transición hacia un futuro más sostenible. Y aprovechando el rico recurso solar de la costa peruana y el potencial eólico en varias regiones del país, desde Enel Generación Perú venimos potenciando nuestra matriz solar con el proyecto Clemesí, ubicado en Moquegua, que cuenta con una capacidad instalada de más de 122.59 MW y, en conjunto con la central solar Rubí, será complejo solar más grande del país.

  A este se le suma el proyecto eólico Wayra Extensión, ubicado en Marcona, con una capacidad de aproximadamente 177 MW. Estos proyectos contribuyen significativamente al aumento de la capacidad de generación de energías renovables en el país. Además, con la puesta en marcha de ambos se evitan emitir cerca de 500 mil TN de CO2 a la atmósfera.

Desde Enel X, como línea de negocio del Grupo Enel, estamos promoviendo diferentes soluciones integrales que permiten a las industrias generar electricidad a partir de fuentes de energía renovables, garantizando la eficiencia operativa y la optimización de recursos. Estamos gestionando más de 1 MW en sistemas fotovoltaicos y durante este año más empresas se están sumando a implementar esta tecnología.

Por ejemplo, en junio pasado, en una alianza estratégica con SIDERPERU se puso en marcha la primera planta solar implementada en el complejo siderúrgico de la empresa, ubicado en Chimbote. Este sistema fotovoltaico está compuesto por 909 paneles solares en estructuras fijas instaladas sobre el suelo, con capacidad de producir 500 kWp y con el que se espera generar aproximadamente 855.000 kWh de energía al año, evitando la emisión de 170 toneladas de CO2 a la atmósfera.

Proyectos como estos reflejan el compromiso que estamos asumiendo para implementar soluciones energéticas sostenibles, confiables e innovadoras que aceleren el camino hacia la transición energética del país, al contar con energía limpia y renovable, que aporta a reducir la huella de carbono.

¿Qué tipo de tecnologías solares ofrecen tanto para el sector residencial como el comercial e industrial?

Desde el trabajo de Enel Generación Perú venimos implementando nuevas tecnologías para la generación de energía renovable no convencional. Este es el caso de los paneles solares instalados en el proyecto solar Clemesí. En este, se han implementado paneles bifaciales, los mismos que permitirán un mayor rendimiento en la captación de la energía solar por ambos lados, proporcionando optimización de las instalaciones y la generación de más energía. Serán los primeros en su tipo en ser utilizados en el país.

Desde Enel X, nuestro objetivo es transformar la energía en nuevas oportunidades que permitan empoderar a nuestros clientes en el camino de la descarbonización de las operaciones y, de esta manera, tener nuevas experiencias con la gestión de la energía distribuida para un uso inteligente y sostenible del recurso energético como la instalación de sistemas fotovoltaicos

En este caso, los sistemas fotovoltaicos están tomando cada vez más relevancia como un nuevo eje dinamizador de la economía que brinda nuevas opciones a la industria y el comercio, al apostar de forma permanente a la innovación y sostenibilidad. Hemos diseñado diferentes opciones para que las instituciones, entidades y empresas puedan implementar este tipo de tecnología y empiecen a producir su propia electricidad, con beneficios como ahorros económicos en el consumo de electricidad convencional, mitigación de emisiones de gases de efecto invernadero y fortalecimiento de la sostenibilidad corporativa.

Nuestros sistemas fotovoltaicos los desarrollamos como una propuesta integral con diferentes soluciones “Llave en mano”, que abarcan desde el dimensionamiento y diseño del proyecto hasta la financiación y mantenimiento de este.  Se diseñan de dos maneras: On Grid, opción para devolver energía sobrante a la red eléctrica de la empresa proveedora de energía, en lugar de almacenarla en baterías, u Off Grid, sistema desconectado de la red eléctrica, totalmente autónomo, el cual se compone por paneles solares, regulador de carga, un inversor y baterías solares.

 

 

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Grandes Usuarios advierten tres desafíos de la calidad en el suministro eléctrico en Guatemala 

Durante el XVIII Congreso Industrial organizado por la Cámara de Industria de Guatemala, Rodolfo Bollat, presidente de la Gremial de Grandes Usuarios de Energía Eléctrica, se refirió a los retos que atraviesan para asegurarse un suministro eléctrico confiable, eficiente y sostenible. 

Durante su participación, Bollat desafió la noción común de que los grandes consumidores de energía eléctrica solo buscan precios más bajos y argumentó que la industrialización moderna, impulsada por la cuarta Revolución Industrial, demanda una calidad de energía que sea capaz de respaldar tecnologías avanzadas. 

Uno de los problemas que enfrentan los grandes usuarios es la interrupción o los cortes de energía, así como las fluctuaciones de tensión. Bollat compartió un ejemplo impactante de un gran usuario que experimentó 8,000 fluctuaciones y 25 interrupciones de energía en solo ocho meses, con un costo acumulado de medio millón de quetzales. Esta situación lleva a cuestionar si los grandes usuarios deberían seguir invirtiendo en la medición y mitigación de estos problemas o si otros actores del sistema eléctrico podrían ser más eficientes.

En este contexto, las instalaciones de sistemas de energías renovables en sitio si bien contribuyen a garantizar un mejor suministro para las empresas, no podrían ser la única respuesta para grandes industrias por lo que los problemas de la red requerirían de atención inmediata. 

Rodolfo Bollat, presidente de la Gremial de Grandes Usuarios de Energía Eléctrica

Desde la perspectiva del referente empresario la penetración de la inteligencia artificial, la transformación digital, el internet de las cosas y el big data en los procesos productivos demanda confiabilidad, eficiencia y sostenibilidad a largo plazo.

Otro desafío importante que Bollat destacó fue la necesidad de sobre dimensionar equipos y aumentar la frecuencia de sustitución debido a las fluctuaciones de energía. Además, señaló que las fluctuaciones generadas por los propios usuarios, como la coincidencia de arranque de maquinaria en varios establecimientos a la misma hora, también representan un problema que requiere una solución colaborativa.

Ahora bien, además subrayó que esta necesidad de calidad no se limita a la industria. También se refleja en los hogares, donde la creciente demanda de tecnologías para el hogar inteligente requiere un suministro eléctrico estable y de alta calidad. 

Por ello, Bollat enfatizó que Guatemala en todos sus segmentos del mercado eléctrico no puede quedarse atrás en esta transformación y debe adaptar su infraestructura eléctrica para satisfacer estas demandas cambiantes.

“Nuestro reto es buscar modelos que nos permitan encontrar eficiencias económicas considerando distintos tipos de usuarios y sus necesidades, Incluyendo estos tres aspectos: interrupciones, variaciones de calidad externas y variaciones de calidad internas. Al final a todos nos conviene que nos subamos al tren de la nueva industrialización 4.0”, concluyó Rodolfo Bollat, presidente de la Gremial de Grandes Usuarios de Energía Eléctrica.

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A pesar de los retos regulatorios, vislumbran el avance de proyectos renovables en México

Como ya había anticipado este medio, los proyectos renovables a gran escala se encuentran en stand by en México debido a las cancelaciones de las Subastas a Largo Plazo (SLP) por parte de la actual Administración.

Sin embargo, especialistas esperan que la situación cambie de cara a las elecciones por la gran demanda de energía que tiene el país.

Uno de ellos es Maximiliano López Moreno, abogado especializado en regulación y normalización del sector energético quien pronostica un escenario positivo para las energías limpias e identifica las metas que deberá cumplir el Gobierno para descarbonizar su economía, en conversaciones con Energía Estratégica 

¿Se esperan nuevos proyectos renovables para 2024?

Se han anunciado proyectos significativos en los últimos años y se espera que continúen desarrollándose. Además, es innegable que el país siempre ha tenido un gran potencial para la generación de energía solar y eólica debido a su ubicación geográfica.

Por su parte, la conciencia sobre la importancia de la energía limpia está creciendo en la sociedad mexicana, lo que podría impulsar la demanda y la inversión en proyectos de energías renovables en un futuro próximo, así como la promoción de generación distribuida en distintos puntos de la república.

¿Cuáles son los temas que más les están preocupando a sus clientes?

La lucha por el control del sector energético. La disputa se centra en la política energética de México, donde el presidente busca dar prioridad a la CFE y limitar la participación privada en el sector, argumentando que esto es en interés del país. En ese sentido, el logro de las metas de generación eléctrica con tecnología limpia en 2024 dependerá en gran medida de la consistencia y la claridad de las políticas públicas futuras.

La situación legal en torno al marco normativo que regula el sector energético en México aún no está completamente resuelta y continuará desarrollándose a medida que los juicios de amparo avancen y lleguen a instancias judiciales superiores, como la Suprema Corte de Justicia de la Nación.

La interpretación de la ley por parte de los jueces y la aplicación de las suspensiones concedidas serán elementos clave para que se generen condiciones de confianza en la participación de energías renovables.

En este contexto, ¿cuáles son los desafíos para este año?

 Impacto en la Transición Energética: la Secretaría de Energía (SENER) emitió un cambio regulatorio en 2019 que permite que centrales eléctricas de generación limpia que entraron en operación antes de la Reforma Energética puedan acreditar CELs. Esto ha resultado en una sobreoferta de CELs en el mercado, generando un despropósito en el mecanismo de otorgamiento. Lo que plantea como interrogante es sí México podrá alcanzar sus metas de generación limpia en el largo plazo y si la transición energética se verá afectada.
Nuevo Equilibrio de Mercado: la reducción de capacidad renovable afectará el equilibrio del mercado eléctrico. A medida que los precios de la electricidad aumenten debido a la reducción de capacidad renovable, podría haber un nuevo incentivo para invertir en generación limpia en el futuro.
Impacto en el Desarrollo de Proyectos de Energía Limpia: los cambios regulatorios para el despacho de centrales, así como en los procesos de interconexión de centrales limpias han generado incertidumbre en la industria eléctrica y puede afectar el desarrollo de proyectos de energía limpia a largo plazo.

México comienza a transitar de lleno a la campaña para las elecciones presidenciales de 2024 por lo que la estabilidad y la previsibilidad en el marco regulatorio del sector eléctrico son fundamentales para atraer inversiones en proyectos de energía renovable. La incertidumbre en las políticas gubernamentales y las preocupaciones sobre el respeto a las leyes pueden disuadir a los inversores y hacer que busquen oportunidades en otros lugares más predecibles.

Considerando los intentos de la actual administración en cambiar el paradigma del sector energético, nos lleva a pensar que en el próximo sexenio existirán pretensiones por impulsar una reforma constitucional en materia energética y/o en su caso a la Ley de la Industria Eléctrica (LIE). La reforma constitucional buscaría:

    Limitar aún más la participación privada, estableciendo un porcentaje mínimo de generación para la Comisión Federal de Electricidad (CFE) y ordenando la cancelación de contratos con empresas privadas sin mencionar causas específicas.
      Eliminar la autonomía de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética (Comisión Reguladora de Energía), lo que podría tener un impacto en la supervisión y regulación del sector energético.
      Cambio en la estructura del sistema energético, regresando al modelo monopólico de la CFE.

 

 

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Ramón Fiestas: “Si hoy no se hace más eólica no es porque no se quiera, sino porque no se puede”

El mundo se ha puesto la meta de que la temperatura de la Tierra suba por encima de 1,5°C hacia al año 2050, por lo que se acordó la necesidad de reducir las emisiones de gases de efecto invernadero y acelerar el uso de las energías renovables para descarbonizar las economías. 

De tal manera, se abrió un escenario para acompañar el proceso de transición energética. Y bajo ese contexto, Ramón Fiestas, presidente para Latinoamérica del Global Wind Energy Council (GWEC), brindó una entrevista exclusiva a Energía Estratégica en la que analizó las barreras y perspectivas de la energía eólica a nivel mundial y el papel que podría tener la región. 

“Tenemos que multiplicar por cuatro la capacidad eólica instalada de aquí al año 2030, a efectos de que en 2050 aseguremos el control del incremento de la temperatura global”, señaló desde las instalaciones de la Cámara Eólica Argentina durante una visita al país. 

“Es un desafío enorme, tanto desde el punto de vista financiero con la atracción de capitales, como logístico para la creación de cadenas de suministro y definición de lugares y formas en las que se harán. Pero si hoy no se hace más eólica no es porque no se quiera, sino porque no se puede”, subrayó. 

Las barreras identificadas abarcan desde la capacidad de transporte en las redes de transmisión o la toma de decisiones políticas para fomentar un entorno competitivo para las inversiones, como también retrasos administrativos y de permisología para la construcción y puesta en marcha de nuevos parques o ampliaciones de los ya existentes. 

No hay transición sin transmisión y es algo que muchos políticos e instituciones se olvidan. Estamos construyendo la red del presente, basada en renovables, sobre un sistema eléctrico del pasado que estaba basado en energías fósiles y potencia firme, mientras que las renovables son variables, lo que implica diferentes necesidades de infraestructura y modos de gestionar el sistema eléctrico”, apuntó Ramón Fiestas.

“Se critica que debemos acompañar renovables con grandes líneas de transmisión, pero parece que la humanidad se olvidó que hace 40-50 años, se hicieron miles de instalaciones para traer el agua de los saltos hidroeléctricos para llevar el kWh hasta los puntos de consumo. Es decir, ahora debemos reconstruir un sistema eléctrico, con el hándicap de que nos acusa o reprocha la necesidad de tener que hacer inversiones en transmisión, como si no fueran necesarias”, agregó. 

Con ello se refirió a la importancia de afrontar el desarrollo de los sistemas eléctricos como parte de la visión de transición energética y de buscar buscar los mecanismos que consigan hacerlo de la manera más eficiente y rápida posible, principalmente en Latinoamérica.

“Por otro lado, encontramos que desarrollar proyectos de generación renovable on-grid y/o líneas de transmisión se convierte en un problema desde el punto de vista administrativo, de licenciamiento, de la permisología para la autorización de la construcción y entrada en operación”, complementó el presidente para LATAM del GWEC.

Incluso, en algunos países de la región es una de las principales dificultades para el sector renovable, como el caso de México donde la Comisión Reguladora de Energía (CRE) denegó más de 2 GW eólicos y solares denegados durante el 2022 (hecho que se repitió a lo largo de los últimos meses) o en Colombia donde, hasta finales del año pasado, había más de 59000 MW en solicitudes de punto de conexión ante la UPME

“Estamos en una situación de emergencia climática que requiere una serie de procedimientos administrativos diseñados para la misma. La emergencia climática implica urgencia administrativa, lo que significa reducir plazos y simplificar los trámites”, concluyó Ramón Fiestas.

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AESOLAR: Ventajas del servicio y la tecnología alemana para el largo plazo

AESOLAR GmbH, con dos décadas de liderazgo en el mercado fotovoltaico, deja huella en el sector gracias a su constante innovación. Para dar cuenta de sus últimos avances, José Montoya, gerente de ventas de AESOLAR GmbH para Colombia, conversó con Energía Estratégica sobre las ventajas del servicio y la tecnología alemana que ofrecen para el largo plazo.

Una de las innovaciones que destacó Montoya es la inclusión de chips NFC en cada uno de los módulos fotovoltaicos de AESOLAR. Esto permite a los clientes verificar la autenticidad de los módulos, lo que es crucial en un mercado donde la falsificación de productos puede complicar las garantías. Además, estos chips NFC permiten un servicio postventa más eficiente, ya que AESOLAR puede identificar la ruta de cada producto después de su venta.

Montoya subrayó la importancia de esta tecnología, afirmando que «es única en el mercado» y que ha proporcionado a AESOLAR una ventaja competitiva significativa. Además de la calidad alemana de sus productos y los rigurosos procesos de garantía, la empresa se destaca por su servicio cercano al cliente.

En cuanto a su presencia en Latinoamérica, Montoya destacó que el mercado ha respondido positivamente a la calidad y la innovación de AESOLAR. La reputación de la empresa como fabricante alemán ha generado confianza entre los clientes, lo que les ha permitido ganar terreno en la región.

Ahora bien, uno de los desafíos que enfrentan en Latinoamérica es la percepción de que los productos alemanes son costosos. Montoya señaló que AESOLAR ha trabajado para ofrecer productos de alta calidad a precios competitivos, lo que les está permitido ganar la confianza de los clientes y más mercado en la región.

En cuanto a las oportunidades en Colombia, Montoya destacó que la diversidad geográfica del país ha requerido que AESOLAR ofrezca soluciones adaptadas a las diferentes necesidades de cada zona. Además, subrayó que las políticas gubernamentales que han reducido impuestos y brindado beneficios fiscales han impulsado el mercado solar en Colombia.

AESOLAR opera en toda Latinoamérica con oficinas en plazas estratégicas de la región, lo que les permite ofrecer un servicio más cercano y personalizado. Sin embargo, Montoya enfatizó que AESOLAR también busca establecer alianzas con distribuidores e integradores para atender las crecientes necesidades de la demanda.

En cuanto a los pedidos para el futuro, Montoya indicó que están trabajando estrechamente con distribuidores e integradores en diferentes países y aclaró que AESOLAR tiene la flexibilidad de atender tanto a clientes que necesitan pocas unidades como a grandes integradores que requieren un servicio más especializado.

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La UPME avanza en nuevos acercamientos con las comunidades para impulsar las energías renovables

Como parte de la apuesta del Gobierno en democratizar la agenda energética del país y estructurarla bajo un enfoque social, ambiental y de género, la UPME anunció ayer su ejercicio de planeación minero energética: un conjunto de iniciativas en todo el territorio nacional durante el último trimestre de 2023, para visibilizar las necesidades de las comunidades en los productos, planes indicativos y frentes de trabajo adelantados por el ente de planeación.

“La Transición Energética Justa implica un ejercicio participativo con aquellos sectores de la sociedad civil que normalmente no han contado con voz y representación en los procesos de construcción de la agenda pública del país”, destacó Adrián Correa, Director General de la UPME.

Y precisó: “En total, desarrollaremos 11 eventos para acercarnos a la realidad de las comunidades, hablar su lenguaje, conocer directamente sus necesidades y expectativas de modo que podamos incorporarlas en el modelo de planeación sectorial que adelantamos desde la Unidad”.

Dentro de la apuesta se destacan 5 encuentros territoriales, 2 eventos de socialización de convocatorias del Sistema Interconectado Nacional, actualmente en etapa de apertura, y 4 encuentros sobre temáticas transversales nunca antes desarrolladas desde el enfoque de la planeación minero energética.

Estas iniciativas comprenden: un pacto por la planeación energética con universidades públicas y privadas del país, un encuentro de bioenergía, otro sobre visión de mujer para una planeación energética con enfoque de género y un encuentro étnico.

“Es la primera vez que la UPME cuenta con un equipo social, ambiental y de género, constituido con enlaces en la Costa Norte, Costa Norte Sur, Pacífico, Antioquia, Región Andina, Meta y Bogotá. Entendemos que la planeación pasa necesariamente por las comunidades y son éstas el eje central de transformación de la política pública en materia minero energética”, concluyó Correa.

Dentro de los encuentros territoriales, el ente de planeación a través de su equipo social, ambiental y de género planea visitar ciudades como Buenaventura, Santa Marta, Medellín, Montería, Pasto, Yopal y Cartagena. Para más información sobre la convocatoria y novedades, puede consultar el portal web www.upme.gov.co y redes sociales de la UPME.

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Brasil inauguró un Centro de Hidrógeno Verde en Minas Gerais

El Ministro de Minas y Energía de Brasil, Alexandre Silveira, participó de la inauguración de un Centro de Hidrógeno Verde (CH2V), en el estado de Minas Gerais, que prevé una inversión del gobierno alemán de casi R$ 25 millones y busca aunar varios frentes de investigación que incluyen el análisis del uso del hidrógeno verde en procesos industriales, en la generación de energía eléctrica y la búsqueda de alternativas sustentables para la movilidad urbana.

“Lo que se está haciendo en Itajubá sirve de inspiración para todo Brasil. La inauguración de este importante Centro de Hidrógeno Verde, CH2V, aquí, en la Universidad Federal de Itajubá, es un ejemplo nacional en la implementación de plantas de producción de hidrógeno. Es Minas Gerais la que confirma su tradición vanguardista. Es Brasil quien reafirma su papel central en el mundo que necesita descarbonización”, destacó el ministro.

Para Alexandre Silveira, la asociación de Brasil con Alemania sólo demuestra el compromiso de Brasil con la transición energética. “Esta entrega es también un ejemplo de lo que podemos lograr con la cooperación internacional para la Transición Energética. La colaboración entre Brasil y Alemania, que viene dando frutos desde hace décadas en los ámbitos de la energía sostenible y la eficiencia energética, alcanza otro hito importante. Este Centro de Hidrógeno Verde, aquí en UNIFEI, ayudará a ampliar el mercado del hidrógeno verde en el país”, afirmó.

El proyecto cuenta con la colaboración de la Fundación Itajubá de Apoyo a la Enseñanza, la Investigación y la Extensión (Fapepe) de la Universidad Federal de Itajubá (Unifei) y el proyecto H2Brasil, que forma parte de la Cooperación Brasil-Alemania para el Desarrollo Sostenible.

Silveira habló en su discurso sobre el Programa Nacional de Hidrógeno y su importancia: “Bajo la dirección del presidente Lula, en el Consejo Nacional de Política Energética, definimos una estrategia clara para el desarrollo de la producción y el uso de Hidrógeno bajo en carbono en Brasil. Nuestro plan de acción, ya aprobado y en implementación, es ambicioso, con 65 acciones concretas para hacer despegar la estrategia. No sorprende que ya hayamos registrado alrededor de 30 mil millones de dólares en proyectos anunciados de hidrógeno con bajas emisiones de carbono en el país. La producción y el uso de hidrógeno contribuirán a nuestro desarrollo económico y social”.

El ministro también destacó el papel de la ciencia en el desarrollo del país. “Con planificación y coordinación estamos haciendo viable la Transición Energética. Es la verdadera economía verde el que está despegando. Y qué bueno estar aquí, hoy, en este ambiente de Universidad, de investigación, de ciencia, de conocimiento.

Centro de Hidrógeno Verde (CH2V)

CH2V, que funcionará exclusivamente con paneles fotovoltaicos, albergará laboratorios que serán utilizados por instituciones y empresas interesadas en desarrollar investigaciones y aplicaciones utilizando hidrógeno bajo en carbono. El trabajo también incluye experimentos sobre la aplicación de hidrógeno verde en empresas siderúrgicas ubicadas en Minas Gerais.

También está previsto incluir asignaturas centradas en el hidrógeno verde en cursos de grado, posgrado y especialización. El objetivo es promover la generación de conocimiento, intercambio de experiencias, capacitación y calificación profesional en el área.

En una segunda etapa, prevista para 2024, se inaugurará una unidad de producción de hidrógeno verde y una estación de repostaje de vehículos, compuesta por un electrolizador PEM de 300kW, recipientes de almacenamiento, surtidor de repostaje y una pila de combustible. Con ello, la universidad tendrá capacidad para producir 60Nm³/h de H2V y será un laboratorio de investigación, desarrollo y demostración de la producción y uso de hidrógeno verde.

El centro también podrá realizar control, medición, protección y seguridad de la producción, además de analizar cuestiones logísticas y de uso final. También se podrán investigar las aplicaciones con mayor potencial en el campo de la movilidad, la generación de energía y los usos industriales para el abastecimiento de vehículos.

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YPF e YPF Luz firmaron un acuerdo de entendimiento con una empresa coreana para explorar la producción de hidrógeno verde

PF S.A., YPF Luz e Y-TEC estuvieron presentes en H2 Meet 2023, una de las conferencias de hidrógeno más importantes a nivel global que reúne a empresas líderes del mercado coreano y referentes extranjeros en materia de hidrógeno e innovación, con el objetivo de liderar la innovación tecnológica e intercambiar nuevas visiones, políticas y negocios a futuro. 

En este contexto, YPF S.A. e YPF Luz firmaron un MOU -es decir, un acuerdo de entendimiento- con Posco, una de las principales productoras coreanas de acero a escala mundial. En el encuentro participaron Santiago Sacerdote, gerente ejecutivo de Nuevas Energías de YPF S.A., Carlos Mafia del Castillo, gerente de Innovación de YPF Luz y autoridades referentes de Posco. También estuvieron invitados a la ceremonia el Embajador de Argentina en Corea, miembros de la Cancillería y Matías Cutueño, líder del consorcio H2ar de Y-TEC. 

El acuerdo se enmarca como un “Green Hydrogen Business Cooperation”, que incluye la oportunidad de explorar el desarrollo de energías renovables e inversiones en el país -como una planta de producción de hidrógeno verde- con posibilidades de la exportación. Es el inicio de una cooperación conjunta para evaluar planes e intercambiar experiencias y conocimientos respecto de la innovación para generación de hidrógeno y amoníaco verde, la excelencia operativa y la reducción del impacto ambiental. 

Estamos muy felices de firmar este acuerdo, que representa una oportunidad para trabajar en conjunto y desarrollar el potencial del hidrógeno y el amoníaco verde en Argentina; con un socio de la envergadura de Posco”, expresó Carlos Mafia del Castillo, gerente de Innovación de YPF Luz. 

Santiago Sacerdote, por su parte, afirmó: “el acuerdo genera un potente vínculo de colaboración entre las compañías para el impulso de las Nuevas Energías en Argentina. Compartimos con POSCO una visión de alta escala y alcance global, y el trabajo conjunto nos permitirá evaluar en profundidad la competitividad de nuestro país en estos nuevos mercados, y la factibilidad de integrar una instalación productiva local a su red global de abastecimiento energético para sus operaciones industriales en Corea”.

Durante la conferencia, los equipos también se reunieron con diferentes empresas coreanas como: Panasia, GHS, K-watercraft, el Instituto de Investigación de Energía de Corea, Aether; con las cuales se compartieron espacios de relacionamiento e intercambios de conocimientos en materia de transición energética e innovación tecnológica. 

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Compromiso con la Innovación: se llevó adelante la Primera Final de Falling Walls Lab Perú

La primera final de Falling Walls Lab Perú ha llegado a su conclusión, y el balance es notablemente positivo. El evento, que se centra en promover la innovación y la divulgación científica en el país, ha demostrado su capacidad para inspirar y apoyar proyectos transformadores. 

En conversaciones con Energía Estratégica, Francisco Rodrigo Pinto Larico, gerente de proyectos en Falling Walls Lab Perú, compartió sus reflexiones sobre el evento y su impacto en la comunidad científica y empresarial.

«Tenemos muchos desafíos por superar y uno de ellos es fomentar la competencia al interior del país para que más candidatos puedan dar a conocer sus proyectos para cambiar al mundo», afirma al evaluar las postulaciones recibidas. 

“El evento ha dejado en claro que Perú alberga una gran cantidad de talento innovador y que iniciativas como Falling Walls Lab son esenciales para brindarles visibilidad y apoyo”, agrega.

Los 10 finalistas  tuvieron la oportunidad de presentar sus proyectos ante un público diverso y un panel de jurados con una amplia experiencia en la final nacional, que se llevó a cabo en la Universidad Nacional de Ingeniería (UNI). 

El ganador del concurso obtuvo un viaje a Berlín para competir en la final internacional de Falling Walls Lab. Esta se celebra el 9 de noviembre de cada año en conmemoración de la Caída del Muro de Berlín y brinda a los finalistas la oportunidad de mostrar sus proyectos de alto impacto social a nivel global.

Entre los finalistas, se destacaron varios proyectos relacionados con la sostenibilidad y las energías renovables. En primer lugar, quedó Chacralli, elaborado por Sebastian Guillen Chavez el cual se enfoca en la generación de biochar a partir de residuos municipales y de poda.

Otros proyectos interesantes fueron: GreenDeal que transforma residuos de aparatos electrónicos en productos útiles; Galia Charger que se basa en aprovechar el movimiento para generar energía eléctrica y Plast Off el cual propone una solución biodegradable para abordar la contaminación plástica. 

Estos desarrollos son ejemplos claros de cómo la innovación puede contribuir al cuidado del medio ambiente y al uso eficiente de los recursos.

Los finalistas no solo reciben reconocimiento y visibilidad significativos en la comunidad científica y empresarial, sino que también tienen la oportunidad de acceder a becas para programas de formación, asesoramiento empresarial y espacios de trabajo colaborativo. 

Además, pueden establecer conexiones valiosas con expertos y posibles inversores, lo que puede ser fundamental para llevar sus ideas innovadoras a la realidad.

En palabras de Pinto Larico, «Estimular la creatividad y la innovación es clave. Eventos como el Falling Walls Lab brindan un espacio para que las mentes creativas presenten ideas novedosas en energías renovables, algo fundamental para abordar los desafíos complejos de cambiar hacia fuentes de energía más limpias y sostenibles».

“La innovación en energías renovables y la sostenibilidad son pilares fundamentales para el desarrollo sostenible de Perú. Iniciativas como esta desempeñan un papel esencial en el impulso de proyectos transformadores y en la promoción de un futuro más sostenible para el país y el mundo”, concluye.

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CECHA: Menor plazo para acreditar a estaciones de servicio pagos con tarjeta de crédito

. Desde CECHA celebraron la resolución del Banco Central que planteó una reducción del plazo de acreditación de pagos con tarjetas de crédito en favor de las estaciones de servicio.

Según la resolución del BCRA, las estaciones de servicios que sean micro o pequeñas empresas o cuyo titular sean personas humanas tendrán acreditado en cinco días hábiles el importe de las ventas efectuadas en un pago con tarjeta de crédito, en lugar de los ocho días que rige la norma hasta el momento. La medida estará vigente a partir del 15 de octubre.

En la práctica habitual hasta ahora, el plazo de acreditación suele tardar de 10 a 15 días, refirió la entidad.

CECHA comunicó que “tras un arduo proceso de negociaciones, demandas judiciales, y reuniones con autoridades nacionales, la Confederación de Entidades del Comercio e Hidrocarburos de Argentina (CECHA), con el apoyo de FECRA, logró que se haga realidad uno de los principales reclamos: reducir los plazos de acreditación de pagos con tarjetas de crédito para con las estaciones de servicio de todo el país”.

El presidente de CECHA, Isabelino Rodríguez, manifestó que “es una medida esperada y que celebramos porque trae un poco de alivio al sector que vive una situación crítica producto del congelamiento y retraso de precios en los surtidores, la alta inflación y los aumentos paritarios que están por encima de los ingresos que percibe cada estación”.

En el mismo sentido se expresó el vicepresidente primero de CECHA, Vicente Impieri, quien sostuvo que “entendemos que nuestros reclamos fueron realizados con fundamentos claros y concretos y así fueron interpretados por la Ingeniera (Flavia) Royón y a través de ella por los funcionarios del BCRA”.

“Queremos agradecer especialmente las gestiones de la secretaría de Energía, Flavia Royón, que siempre nos recibió, escuchó nuestros reclamos y colaboró para que esta medida sea posible. Esperamos seguir trabajando juntos en la misma línea para buscar soluciones a los problemas estructurales que afectan a las estaciones de servicio”, remarcó Rodríguez.

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YPF-YPF Luz-POSCO: Firmaron MOU para explorar la producción de hidrógeno verde

. YPF S.A., YPF Luz e Y-TEC estuvieron presentes en H2 Meet 2023, una de las conferencias de hidrógeno más importantes a nivel global que reúne a empresas líderes del mercado coreano y referentes extranjeros en materia de hidrógeno e innovación, con el objetivo de liderar la innovación tecnológica e intercambiar visiones, políticas y negocios a futuro.

En este contexto firmaron un MOU -acuerdo de entendimiento- con Posco, una de las principales productoras coreanas de acero a escala mundial.

El acuerdo se enmarca como un “Green Hydrogen Business Cooperation”, que incluye la oportunidad de explorar el desarrollo de energías renovables e inversiones en el país -como una planta de producción de hidrógeno verde- con posibilidades de la exportación.

Es el inicio de una cooperación conjunta para evaluar planes e intercambiar experiencias y conocimientos respecto de la innovación para generación de hidrógeno y amoníaco verde, la excelencia operativa y la reducción del impacto ambiental, se indicó.

Del encuentro participaron Santiago Sacerdote, gerente ejecutivo de Nuevas Energías de YPF S.A., Carlos Mafia del Castillo, gerente de Innovación de YPF Luz, y autoridades referentes de Posco. También estuvieron invitados el Embajador de Argentina en Corea, miembros de la Cancillería, y Matías Cutueño, líder del consorcio H2ar de Y-TEC.

“Estamos muy felices de firmar este acuerdo, que representa una oportunidad para trabajar en conjunto y desarrollar el potencial del hidrógeno y el amoníaco verde en Argentina; con un socio de la envergadura de Posco”, expresó Mafia del Castillo.

Santiago Sacerdote afirmó que “el acuerdo genera un potente vínculo de colaboración entre las compañías para el impulso de las Nuevas Energías en Argentina. Compartimos con POSCO una visión de alta escala y alcance global, y el trabajo conjunto nos permitirá evaluar en profundidad la competitividad de nuestro país en estos nuevos mercados, y la factibilidad de integrar una instalación productiva local a su red global de abastecimiento
energético para sus operaciones industriales en Corea”.

Durante la conferencia, los equipos también se reunieron con diferentes empresas coreanas como: Panasia, GHS, K-watercraft, el Instituto de Investigación de Energía de Corea, Aether; con las cuales se compartieron espacios de relacionamiento e intercambios de conocimientos en materia de transición energética e innovación tecnológica.

Acerca de YPF Luz

YPF Luz (YPF Energía Eléctrica S.A.) es una empresa generadora de energía eléctrica que desde 2013 lidera la transición energética. Su misión es generar energía rentable, eficiente y sustentable, optimizando los recursos naturales para la producción de energía térmica y renovable. La compañía cuenta con más de 3,2GW de capacidad instalada que abastece al mercado mayorista y a las industrias argentinas.  Actualmente está construyendo un parque eólico de 155 MW en la provincia de Córdoba.

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Datawaves construyó el shelter para Pluspetrol en La Calera y prepara una nueva entrega para la minera Río Tinto

La pyme argentina Datawaves, líder en la construcción de shelters para el sector energético, terminó recientemente para Pluspetrol una sala de 22×6 metros instalada en La Calera, dentro de la formación Vaca Muerta. El transporte se llevó adelante en cuatro módulos, los cuales luego se ensamblaron en el lugar, con sus equipos ya montados y testeados desde fábrica. A su vez, la compañía está preparando otra entrega de varios shelters para la minera Río Tinto, los cuales podrían estar entregando aproximadamente dentro de un mes.

Entre sus últimos trabajos también sobresalen la construcción de shelters para Newmont Argentina, perteneciente a la minera Oro y Plata, y para YPF Luz en el parque Zonda de San Juan, utilizado para las comunicaciones del parque solar.

“Este tipo de equipamiento puede estar operativo en una semana, en comparación a una obra civil tradicional, que puede tardar varios meses”, explicó Pablo Perelmuter, presidente de Datawaves. Otra de las ventajas es su movilidad, “lo que permite bajar los costos en lugares de difícil acceso”.

Shelter fabricado para la petrolera Pluspetrol.

Datawaves cuenta con una planta industrial ubicada en la localidad de Dock Sud con 10.000 m2 y tecnología de última generación, donde desarrolla proyectos customizados para cada cliente e integra soluciones llave en mano.

La firma también exporta trabajo argentino de calidad hacia otros países, como parte de un plan de expansión regional que ya dio su puntapié inicial en Paraguay junto a la empresa Claro y a otra importante compañía de telecomunicaciones de ese país.

Datawaves ofrece además otros productos que completan su portfolio. Es distribuidor oficial de sistemas de corriente continua Eaton. Brinda soluciones de energía con baterías de plomo Narada y baterías de litio. Además, comercializa bandejas porta fibra óptica Lithery y un sistema de ventilación forzada que ya fue exportado debido a sus sofisticadas prestaciones.

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, Redaccion EconoJournal

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Dólar, blue y MEP 2.0: Mindlin, Galuccio, Rocca y cómo es la fórmula «anticorridas» que pensó Massa de aquí en adelante

Una ecuación sencilla. Apenas, el foco puesto en una sola variable que es, a no dudarlo, todas las variables. Hablamos de la evolución del tipo de cambio. Del mercado del dólar financiero. Es la prioridad para Sergio Massa. Hay que creer. En rigor, es mentira que el candidato haya dejado el rol de ministro. Esa lectura es apenas un rulo más de los columnistas dominicales que probablemente hilvanan conjeturas. Yendo al punto, volviendo a Massa, uno podría señalar que se trata de una simbiosis, una interacción de los dos, del candidato y el ministro, dos en uno, que se ayudan […]

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Energía recibió 66 proyectos por 7.112 Mw y US$9.000 millones en licitación de generación térmica

La Secretaría de Energía recibió ayer un total de 66 proyectos por 7.112 MW que representan compromisos de inversión por US$ 9.000 millones, en la apertura de ofertas por la licitación de 3.000 MW de generación térmica con el objetivo de dar mayor confiabilidad y eficiencia al sistema. La Secretaria de Energía, Flavia Royon, dio inicio a la apertura de ofertas de la convocatoria para Contratos de Abastecimiento de Confiabilidad de Generación Térmica (TerCONF) con la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico Sociedad Anónima (CAMMESA). El acto contó también con la presencia de Sebastián Bonetto, Gerente General de Compañía Administradora […]

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Royon predijo que para 2030, el balance energético aumentaría a 18.000.000.000 de dólares

Flavia Royón, secretaria de Energía, dijo hoy que el balance energético argentino cambió este año de negativo a positivo y aumentará a 18.000 millones de dólares en 2030. También destacó que en este momento los proyectos de infraestructura de hidrocarburadores están costando 8.000 millones de dólares. «Esta política energética apunta al autoabastecimiento y a generar saldos exportables», recalcó Royón al referirse al tema en el acto en el que se anunció un programa de incentivo exportador para el sector petrolero. «El sector de oil & gas es estratégico para el país, representó 9% de las exportaciones el año pasado; este […]

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Dow firmó un nuevo acuerdo estratégico de energía solar con MSU Green Energy para aumentar el suministro de energía renovable en su complejo productivo de Bahía Blanca

Con este acuerdo de 10 años, la planta de Dow en Bahía Blanca alcanzará el 74% de su matriz energética proveniente de fuentes limpias para 2025 y avanza en el cumplimiento de sus objetivos de descarbonización. Dow, la empresa líder mundial en ciencia de materiales, ha llegado a un acuerdo con MSU Green Energy -la unidad de negocio renovable del Grupo MSU- para el abastecimiento de energía solar a su complejo productivo en Bahía Blanca, Argentina. Con este suministro adicional de energía limpia, la compañía alcanzará una cuota del 74% de fuentes renovables en las necesidades energéticas de Bahía Blanca […]

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Vaca Muerta Norte: El proyecto de YPF tendrá la playa específica de esquisto más grande

La playa de tanques más grande de la formación se está construyendo ahora como parte del oleoducto Vaca Muerta Norte de YPF. Tiene una capacidad de 170.000 barriles. El oleoducto Vaca Muerta Norte, cuya construcción está a punto de finalizar, será puesto en servicio por la petrolera estatal YPF en octubre. Es una obra crucial para la importación y exportación de materias primas. Se podrá acceder a la playa de tanques más grande de Vaca Muerta a través de dos edificios con una capacidad combinada de 170.000 barriles. Como resultado de su nombramiento, la capacidad actual de transporte de petróleo […]

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