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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 Sí.

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 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.

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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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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Nuevo intento de Techint por comprar una minera canadiense y desembarcar en el negocio del litio

Según aclaró Tecpetrol, ésta es el segunda y última oferta que hará para intentar comprar las acciones de Alpha Lithium, una minera canadiense que desarrolla proyectos de litio en exploración avanzada Salta y Catamarca. La compañía mejoró su oferta casi un 20% y en total está dispuesta a desembolsar alrededor de US$ 220 millones para comprar desembarcar en el litio. Tecpetrol, el brazo petrolero del Grupo Techint, busca nuevamente desembarcar en el negocio del litio. El viernes pasado realizó una nueva oferta para adquirir la empresa canadiense Alpha Lithium, que en la Argentina lleva adelante dos proyectos de litio en […]

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Mientras crece en Vaca Muerta, la mayor transportadora de petróleo del país busca dólares para financiar sus planes

La compañía, que controla los principales ductos en Vaca Muerta, la Cuenca Neuquina y el resto del país lanzó nuevas ON por hasta u$s50 millones. Oleoductos del Valle (Oldeval), empresa que controla el 100% del transporte de petróleo shale desde Vaca Muerta y el 70% del total producido en la cuenca neuquina, acaba de aprobar un ambicioso plan de obtención de fondos en los mercados de capitales. El objetivo de la que es considerada como la principal empresa de midstream de la región, ya que también es protagonista del control de alrededor del 50% de la producción total del país, […]

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El acuerdo encubierto dentro del ambicioso proyecto minero de Mendoza

Antes de que se decidiera la mina, Minera Aguilar e IMPSA firmaron un contrato. Intentan darles preferencia en los contratos manteniendo precios competitivos. Las conexiones. Para ayudar a la empresa Minera Aguilar a restaurar el proyecto, el gobierno se lo concedió con la promesa de una inversión paulatina y en una escala inferior a la original. Antes de que se confirmara oficialmente la noticia, esa empresa ya se movió con otros funcionarios del gobierno para agilizar la gestión en caso de que se descubriera que era cierta. Esto es lo que pasó con la estatal IMPSA. Ambas empresas firmaron un […]

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El déficit de las empresas del Estado se multiplicó por 6 en los últimos 15 años, pero Bullrich y Massa prometen mantenerlas

Las pérdidas más importantes se registran sobre los ferrocarriles, AySA, Aerolíneas Argentinas y Correo Argentino y ENARSA, entre otras. El déficit estrictamente operativo se duplicó en lo que va de la administración de Alberto Fernández, y no se corrigió en absoluto durante la gestión de Cambiemos. La contundente victoria de Javier Milei en las elecciones primarias volvió a traer a colación el debate por la privatización de las empresas del Estado. Los candidatos del establishment político de los últimos 20 años, Sergio Massa por el kirchnerismo y Patricia Bullrich en Juntos por el Cambio, prometen no efectuar ningún tipo de […]

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Dow firmó un acuerdo con MSU Green Energy para aumentar el suministro de energía renovable en su complejo de Bahía Blanca

La química Dow firmó 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. Esta alianza le permitirá a la corporación de origen estadounidense obtener un suministro adicional de energía limpia, con lo que alcanzará una cuota del 74% de fuentes renovables en las necesidades energéticas de Bahía Blanca para 2025.

El acuerdo fue firmado por Matías Campodónico, presidente de Dow Argentina y de la Región Sur de América Latina, y Manuel Santos Uribelarrea, fundador y CEO de Grupo MSU, y estipula la entrega del equivalente al 28% de la demanda del complejo.

Según estimaron desde las compañías, Dow reducirá aproximadamente 296.000 toneladas de dióxido de carbono (CO2) en un período de 10 años. El suministro de energía que brindará MSU Green Energy provendrá del parque solar Las Lomas, situado en La Rioja, que cuenta con una capacidad instalada de 37 megawatts (MW), y del parque solar Pampa del Infierno, ubicado en Chaco, con una capacidad instalada de 130 MW.

Proyecciones y objetivos

Con más de 280.000 paneles solares, este proyecto forma parte de la iniciativa que tiene en agenda la empresa de Uribelarrea que persigue el objetivo de instalar parques de generación de energía renovable en las regiones del Noroeste y Noreste de la Argentina.

Asimismo, este acuerdo sucede a contratos similares firmados por Dow en el país con Central Puerto en 2020, y con PCR en 2022 para adquirir 18MW de energía eólica, puesto que la compañía en 2015 se fijó el objetivo de contratar 750 MW de capacidad de energía renovable para 2025, una meta que ya ha alcanzado.

Además, en 2022 Dow amplió su acceso a la capacidad de energía renovable a más de 1.000 MW, lo que permitirá que aproximadamente el 40% de la electricidad adquirida por la empresa provenga de fuentes renovables y así reducir sus emisiones netas anuales de carbono en 5 millones de toneladas métricas entre 2020 y 2030, con la visión de ser neutra en carbono en 2050.

Alianza

En base a este acuerdo, Campodónico afirmó: “Reafirmamos nuestro compromiso de avanzar en la descarbonización y la conservación de los recursos naturales a través de acciones tangibles. Estamos dando pasos firmes para aumentar el uso de fuentes de energía limpias en nuestras operaciones, y más de la mitad de la demanda de uno de nuestros centros mundiales más importantes se abastecerá con energía renovable”.

En esa misma línea, el ejecutivo de Dow remarcó que “se trata de un hito significativo no sólo para Dow, sino también para toda la cadena de valor de la que formamos parte y para la sostenibilidad de los plásticos”.

Por su parte, Uribelarrea expresó: «Estamos muy entusiasmados en establecer este acuerdo a largo plazo con Dow y materializar así nuestro objetivo de avanzar en la transición energética. Esto reafirma nuestra posición en el mercado como un actor clave para impulsar cambios estratégicos en la matriz energética”.

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El camino para limitar el calentamiento global a 1,5 °C se ha estrechado, pero el crecimiento de las energías limpias lo mantiene abierto

Llevar las emisiones de gases de efecto invernadero del sector energético mundial a cero neto y limitar el calentamiento global a 1,5 °C sigue siendo posible gracias al crecimiento récord de tecnologías de energía limpia clave, aunque el impulso debe aumentar rápidamente en muchas áreas, según una nueva edición del informe La histórica hoja de ruta Net Zero de la AIE. La nueva hoja de ruta establece un camino global para mantener el objetivo de 1,5 °C al alcance, proporcionando una actualización completa del innovador informe original que se publicó en 2021 y ha servido como punto de referencia esencial […]

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Tras relajar su política climática, Reino Unido aprueba cuestionado plan petrolero en Mar del Norte

A pesar de las alertas previas de la Agencia Internacional de Energía y de la ONU, para detener la exploración de hidrocarburos, el ente regulador británico aprobó el proyecto petrolero y gasífero. Reino Unido autorizó hoy el desarrollo del campo de petróleo y gas de Rosebank, el más grande sin explotar en el Mar del Norte, lo que provocó una ola de indignación por parte de activistas medioambientales en medio de un relajamiento de Londres de sus metas climáticas. A pesar de las alertas previas de la Agencia Internacional de Energía y de los llamados del secretario general de la […]

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BGH Eco Smart da su perspectiva para la generación distribuida en Argentina

La generación distribuida de Argentina no ha crecido como se esperaba a lo largo de los últimos años. Las previsiones marcaban que habría más de 23000 usuarios – generadores para este año, pero por el momento sólo 1335 proyectos completaron la instalación y se convirtieron en U/G.

A pesar de los retos, desde BGH Eco Smart confían en que cambie el panorama y aportaron su perspectiva para la generación distribuida en Argentina, como también los productos estrella que brindan para el avance del sector. 

“Tenemos un portfolio completo para la escala de distribución, en donde estamos más enfocados en esta etapa de desarrollo del mercado y tratamos de traer las innovaciones tecnológicas que suceden en el mercado internacional”, señaló Manuel Pérez Larramburu, gerente del negocio de Eficiencia Energética y Energías Renovables para BGH Eco Smart, durante el ciclo de entrevistas “Protagonistas” de Energía Estratégica. 

“Los productos destacados son equipos híbridos con capacidad trifásica en la salida de backup, de los más nuevos en el mercado, para abastecer consumos de hasta 10 kW. También empezamos a comercializar sistemas híbridos un poco más grandes escalables para potencias desde 50 kW hasta 1 MW con energía acumulada multiplicable en unidades de 100 kWh”, detalló.

Es decir que se pueden armar soluciones de escalas comerciales – industriales para aplicaciones específicas donde se requiera estabilizar parámetros operativos, como por ejemplo tener un backup de energía y distribuir lo que se genera a lo largo de todas las horas del día.

«El sector comercial – industrial tiene un potencial de desarrollo enorme y cada vez hay más proyectos de escalas interesantes, en torno a megavatios y nos interesa acompañar a todos los que atraviesan ese proceso en este desarrollo energético”, manifestó Larramburu. 

Ante la pregunta de si evalúan la participación en el segmento de la utility scale, el gerente del negocio de Eficiencia Energética y Energías Renovables para BGH Eco Smart reconoció que no está previsto en la estrategia de corto plazo, pero sí a largo plazo, “una vez la compañía esté más consolidada en el mercado de distribución”.

Y si bien hoy Argentina vive un momento particular por la balanza comercial, con retos vinculados a la estabilidad política – económica del país y dificultad para importar equipos e insumos de todo tipo, entre ellos aquellos destinados al sector energético, Larramburu reconoció que “el mercado está lleno de oportunidades”. 

“Hay mucha oportunidad para el desarrollo de utility scale y generación distribuida para, a través de potencias más chicas, poder nutrir y estabilizar la red en diferentes puntos lejos de las zonas de generación de gran escala. También hay posibilidad de participar en la cadena de fabricación y producción local de todo lo que incluye el desarrollo del mercado, desde hierros para estructuras hasta litio para baterías”, destacó. 

“Tenemos una cultura y país con capacidad perfecta para exportar profesionales, conocimiento y servicio relativo a energías renovables, porque contamos con buenas instituciones académicas”, añadió haciendo alusión a que el crecimiento del sector también requiere más personas capacitadas que puedan trabajar en los diferentes rubros y roles que tiene el desarrollo del mercado. 

“Por lo tanto, seguir trabajando con la oferta académica es muy importante para que el mercado siga madurando y acompañando el crecimiento de algo que puede crecer a un ritmo más grande”, subrayó.

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Contratos Renovables Certificados: una tendencia para ganar mercado en la escena global

Existen del orden de 2000 TWh de certificados de energía renovable en el mundo. La mayor cantidad de transacciones se dan principalmente en Europa y luego Norteamérica, donde conviven los mercados voluntarios y el mercado de compliance. 

En este contexto, los I-RECS empiezan a transformarse en un estándar de la industria para probar el carácter renovable de los contratos de suministro. Por lo que The International REC Standard Foundation, entidad que administra el estándar de certificados de energía eléctrica renovable IREC, ha ido aumentando sus volúmenes de transacciones considerablemente llegando a operar en distintas regiones, entre ellas Latinoamérica. 

“Hoy, tenemos alrededor de 1000 empresas que hacen trading de certificados y del orden de 4000 centrales registradas en 48 países con una capacidad instalada superior a lo que tiene Alemania en renovables”, declaró Benjamín Herrera Vergara, Director para Latinoamérica de The International REC Standard Foundation.

Durante su participación en el evento “Tendencias hacia un nuevo modelo energético”, organizado por CMI – Corporación Multi Inversiones, CMI Energía e ION Energy, el experto señaló que son cada vez más las empresas latinoamericanas que optan por acreditar el origen de su energía contratada. ¿Por qué? 

“Cualquier producto de exportación que llegue a la Unión Europea, y que pertenezca a sectores definidos por la Comisión Europea (entre ellos el aluminio, acero, cemento, fertilizantes, electricidad e hidrógeno), se espera que al año 2026 empiecen a tener un gravamen en el caso de tener mayores emisiones que las que tuviese el  mismo producto fabricado a nivel local”, mencionó Benjamín Herrera Vergara. 

Empresas en países como Brasil, Chile, Guatemala y Perú ya se alinean a esta tendencia y avanzan incorporando estos certificados “verdes” para no perder competitividad en la escena global y evitar el “Carbon leakage” o fuga de carbono. 

«En Centroamérica, Guatemala es el principal país emisor de la región y ya muestra la mayor madurez en el mercado regional entre 18 centrales registradas en Guatemala principalmente hidroeléctricas en el orden de 200 MW de capacidad instalada”, precisó Benjamín Herrera Vergara.

De acuerdo con el especialista, la inyección de energías renovables ha superado con creces a las obligaciones en el mundo del compliance. Tanto la competitividad en costos de las tecnologías renovables junto con el interés de empresas por contribuir con su liderazgo en el desarrollo de estas energías han sido factores clave para este mayor despliegue de las renovables. Es por ello que en la IREC Standard Foundation están desarrollando nuevos sistemas de certificación para tecnologías limpias requeridas para la transición energética, tales como captura, secuestro y utilización del carbono, hidrógeno verde, biometano y biogás. 

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13 puestos de empleo: empresas buscan profesionales del rubro renovable en Colombia

El sector energético en Colombia está experimentando un crecimiento significativo, reflejado en un aumento de las oportunidades laborales y la expansión de empresas en el país.

Tal es así que las últimas 24 horas, 11 empresas han lanzado 13 búsquedas laborales en la red social Linkedin. Entre ellas, se destacan Jinko, Sungrow, Celsia. ¿Qué buscan, dónde y bajo qué modalidad de trabajo?

Jinko

Jinko Power Technology Co., Ltd., una destacada empresa fabricante de módulos fotovoltaicos lanzó dos búsquedas laborales.

Por un lado, requiere de un Project Manager para Colombia. La posición es de modalidad presencial y se ubica en el Distrito Capital.

Además, la compañía busca un Site Manager (Project Contract) en Puerto Boyacá, Boyacá, para que trabaje de manera presencial.

Celsia Energía

Celsia Energía, una de las grandes compañías de Colombia, lanzó una vacante en Asuntos Laborales de Negocio en Medellín, Antioquia. La modalidad de trabajo es presencial.

Mott MacDonald

La firma Mott MacDonald, especializada en consultoría y soluciones para proyectos, está en búsqueda de un Social Performance Consultant y un Civil project engineer. Ambas posiciones son de modalidad híbrida y se ubican en Bogotá, Distrito Capital.

Sungrow

Sungrow Power Supply Co., Ltd., una empresa fabricante de inversores solares, está en la búsqueda de un Marketing Specialist en Bogotá, Colombia. Esta posición es presencial.

China Energy International Group

La sucursal colombiana de China Energy International Group Co., Ltd. busca un Desarrollador de Mercado en el Distrito Capital. La modalidad de trabajo es presencial.

Exactus Energy

Exactus Energy está en la búsqueda de un Junior Solar Structural Engineer en Colombia. Esta posición se puede desempeñar de forma remota.

Energitel

Energitel S.A.S, enfocada en soluciones energéticas, busca un Gerente comercial Fotovoltaica en el área metropolitana de Pereira. La posición es presencial.

CTG Latam

CTG Latam, una compañía especializada en auditoría, busca un Staff de Auditoria – Ingles en Bogotá, Distrito Capital. La modalidad de trabajo es presencial.

Worley

Worley, con una presencia internacional, busca un Vice President, Project Delivery Services – LatAm para América Latina. La modalidad de trabajo es remota.

Sunbright Solar

Sunbright Solar ha lanzado una oportunidad laboral para un Call Center Representative en Colombia. Esta posición se puede desempeñar de forma remota.

Tb Plus Energy

Tb Plus Energy está en la búsqueda de un Auxiliar contable en Bogotá, Distrito Capital. La modalidad de trabajo es presencial.

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Esco As solicita mayor celeridad en la adjudicación de licitaciones de proyectos renovables en Ecuador

Como ya había anticipado Energía Estratégica, este año, durante la administración de Guillermo Lasso, el Ministerio de Energía y Minas (MEM) publicó el informe de recomendación de adjudicación a empresas de Ecuador, México, España y Francia dentro del Proceso Público de Selección (PPS) para la concesión del Primer Bloque de Energías Renovables No Convencionales (Bloque ERNC) por 500 MW.

Una de las empresas adjudicadas es Esco As, un consorcio formado por Aroma Santo Solar, una firma ecuatoriana de la provincia de Loja (donde se realizará uno de los proyectos renovables), y un grupo de compañías mexicanas de Mexicali, Baja California.

Aún se están elaborando los expedientes de cada uno de los proyectos para remitir al Ministerio de Economía y Finanzas, ente que debe dar el dictamen de sostenibilidad en riesgos fiscales para obtener la adjudicación formal.

A la espera de ese título, Ramiro Córdova, representante del consorcio Esco As, revela en qué estado se encuentran dichas licitaciones y propone a las nuevas autoridades políticas que se definirán el 15 de octubre mayor celeridad en este tipo de procesos.

 ¿Cómo vienen las licitaciones de proyectos renovables? Están avanzando o la convulsión política ha frenado los procesos?

El Ministerio de Energía y Minas del Ecuador dispone de proyectos adjudicados o en fase de adjudicación por 821 MW (Villonaco 110 MW, El Aromo 200 MW, Bloque ERNC 511 MW). 

En este sentido, el organismo estatal debe de manera inmediata proceder con los trámites pertinentes que aceleren el inicio de construcción, ya que aun haciéndolo de manera urgente, tomará un tiempo para su entrada en operación de alrededor de 3-4 años. 

Esta falta de celeridad en los trámites burocráticos sumado al desfase del Plan Maestro de Electricidad PME, hacen que en la actualidad en el país se hable de riesgo de racionamientos eléctricos y generación por emergencia con barcazas eléctricas, lo cual tiene un gran impacto en la economía nacional.

Desde Consorcio ESCO AS, recomendados con la adjudicación de un proyecto de alrededor de 20 MW en la provincia de Loja, esperamos se cumpla el ofrecimiento, se adjudique y se firmen los contratos de concesión del PPS-Bloque de ERNC de 500 MW, antes de la culminación del gobierno del presidente Lasso.

¿Cuáles son las expectativas para las renovables de cara a las elecciones?

Esperamos que el nuevo gobierno aliente y fomente la inversión extranjera en proyectos de energías renovables, primero dando un mensaje que permita consolidar y construir los proyectos ya existentes que son los adjudicados y segundo , reconociendo de manera más concreta el potencial del Sur del Ecuador, provincia de Loja.

Allí existe el potencial de generación renovable (solar y eólica) del 60% del total disponible en el Ecuador. Por ello, se deberían realizar acciones concretas como es el desarrollo de la línea de transmisión que permita evacuar la generación de cantones como Zapotillo, Macará, Sozoranga, Paltas e interconectarse con la futura línea eléctrica con el Perú.

La nueva administración debe dar un claro y contundente mensaje de apoyo a la generación renovable, que permita disminuir la excesiva dependencia del recurso hidroeléctrico, creando y consolidando un mix energético con tecnologías solar y eólica mediante los cluster energéticos.

Así mismo, el Estado debe abrir la discusión para la focalización de los subsidios de combustibles fósiles, que representan un desangre en materia económica para el país. La tarifa eléctrica debe ser revisada y transparentada en sus costos, para que se permita una sana competencia con nuevos generadores privados.

Finalmente, se debe aprovechar los recursos naturales poco explorados como el desarrollo del bloque de gas natural que permita contar con generación térmica de emergencia a costos mucho menores que los actuales con diésel.

 

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Sugieren a México introducir incentivos fiscales y económicos para impulsar el hidrógeno verde

Utilizar bonos verdes, incorporar incentivos fiscales y económicos para impulsar el hidrógeno verde, tener un mapeo de empresas dedicadas a la producción de esta energía renovable y generar mecanismos de gobernanza entre el gobierno, los ramos privado y social, fueron algunas de las reflexiones que debe instrumentar México para impulsar este sector, las cuales se presentaron durante el Segundo Congreso Mexicano del Hidrógeno.

“Necesitamos tener una estrategia nacional del hidrógeno. Creemos que al trabajar en conjunto las autoridades y la industria podemos crear esa ruta, esa estrategia nacional”, expresó Israel Hurtado, presidente de la Asociación Mexicana del Hidrógeno (AMH).

Durante la realización del Segundo Congreso Mexicano del Hidrógeno, presentado por la AMH,  Virginia Leal, coordinadora del proyecto de Iniciativas Gerenciales del Programa de las Naciones Unidas para el Desarrollo (PNUD), expuso que en México existen 19 plantas de producción de hidrógeno (gris) que se encuentran en los sectores acerero, cementero, fertilizantes, petroquímico, metalurgia, petrolero y eléctrico.

En México vamos bien con el hidrógeno verde, agregó Hurtado, al mencionar que hay proyectos en Durango, además de que en Oaxaca y Campeche existen inversiones por dos mil 500 millones de euros.

Virginia Leal destacó que en el estudio “el potencial industrial de México en las cadenas de valor del hidrógeno verde”, el cual presentará el PNUD esta semana, se recomienda a México usar bonos verdes, incorporar incentivos fiscales y económicos para detonar la tecnología del hidrógeno verde y canalizar inversión en desarrollo de tecnología,

Además de que en la política industrial, México necesita tener una hoja de ruta que sea un paraguas que brinde coherencia entre los diferentes instrumentos enfocados a la reducción de los gases de efecto invernadero, tener un mapeo de empresas con su potencial en la producción de hidrógeno verde y generar mecanismos de gobernanza que sean coherentes entre los diferentes niveles de gobierno, sector privado y social.

La experta dijo que en la actualidad, el sector registra tasas de expansión de 3 por ciento, pero se identificó un panorama con un crecimiento global de la demanda que varía de 22 a 38% para 2030, mientras para 2050 la cifra puede quintuplicarse.

El jefe de Misión Adjunto y Coordinador Regional de Comercio de la Embajada de Dinamarca en México, Jeppe Hallencreutz-Fogtmann, destacó que en México se están realizando muchas acciones importantes del hidrógeno verde.

Además, subrayó que en su país se puso en marcha el primer buque transportador de contenedores impulsado con metanol, el cual es un combustible alternativo y limpio; es el primero de 25 naves habilitadas y se tienen en puerta 30 proyectos distintos que estarán listos en 2030.

Lauren Coughlin, responsable comercial de Energía y Medio Ambiente del Departamento de Comercio de Estados Unidos, destacó que en su país se explora el potencial del hidrógeno limpio para contribuir a los objetivos nacionales en múltiples sectores.

Además de que se proporciona un enfoque en todo el gobierno para permitir la producción, el transporte, almacenamiento y uso limpio del hidrógeno en los Estados Unidos.

Claudia Salgado, especialista en comercio para Medio Ambiente, Tecnologías y Energía Renovable de la Embajada de Estados Unidos en México, expuso que apoyan a exportadores de Estados Unidos cuando quieren invertir en México y viceversa.

Y expresó un objetivo prioritario que tienen: “Mostrar proyectos de hidrógeno verde o hidrógeno limpio que empresas estadounidenses ya hayan desarrollado y poder compartir el expertise a través de los productos, servicios y tecnologías que estas empresas tienen y hacerles llegar a ustedes el contacto con esas compañías”.

Hurtado dijo que a nivel global, la Asociación Mexicana del Hidrógeno ha hecho vínculos con otras agrupaciones de hidrógeno, con nuestros socios comerciales que son Estados Unidos y Canadá y hay una alianza con LAC Green Hydrogen Action que integra a Chile, Colombia, Perú y Costa Rica, quienes con México forman parte de la alianza, así como con naciones de Europa.

De igual forma, en el Congreso  se contó con la participación de Javier Mancera, Socio de la Firma De la Calle, Mancera, Madrazo,  quien dio un panorama de México para el 2024 en los sectores económico, político y social.

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Aprueban declaración ambiental de parque fotovoltaico de US$ 95 millones en Ovalle

La Región de Coquimbo sigue sumando proyectos de inversión energética, luego de que la Comisión de Evaluación Ambiental COEVA, presidida por el Delegado Presidencial, Rubén Quezada, aprobara la declaración de impacto ambiental (DIA) de un parque solar que se construirá en la comuna de Ovalle.

Se trata del proyecto fotovoltaico La Chupalla, de 132 MW de capacidad instalada, energía equivalente al consumo promedio de 130 mil viviendas en un año. Esto se traduce en la instalación de 205 mil paneles bifaciales, más un sistema de almacenamiento a través de baterías que permitirá entregar la potencia en los horarios de mayor demanda del Sistema Eléctrico.

Emplazado en una superficie de 221 hectáreas, el nuevo parque tiene una inversión de 95 millones de dólares.

“Nuestra región cuenta con óptimas condiciones para el desarrollo de proyectos sustentables de energía. Por eso, la aprobación por unanimidad del este parque es una buena noticia para nuestra región, que cada vez avanza más en la generación de este tipo de iniciativas, que van en la línea de nuestra visión de Gobierno, donde promovemos la sustentabilidad y la disminución del uso del carbono en la generación de energía”, destacó el Delegado Presidencial Regional, Rubén Quezada.

La transmisión de la energía generada será por medio de una línea de 220 kV, la cual tendrá una longitud aproximada de 9 km, inyectando mediante la subestación La Ruca. Asimismo, la construcción del proyecto demandará la creación de unos 195 puestos de trabajo.

La Seremi de Energía, María Castillo Rojas, manifestó que “en la Comisión de Evaluación Ambiental se aprobó el parque fotovoltaico La Chupalla, de 132 MW con una inversión de 95 millones de dólares y que generará 195 puestos de trabajo durante su construcción. De esta forma este proyecto contribuirá con la inyección de energía renovable en la matriz, aportando a las metas de carbono neutralidad y también al cambio climático”.

El titular del proyecto indicó en la declaración de impacto ambiental que la localización de esta iniciativa, al norte de la capital de Limarí, obedece a la existencia de índices de radiación solar que permiten la generación con módulos fotovoltaicos, condiciones favorables para su instalación y la posibilidad de evacuar la energía mediante infraestructura de transmisión hacia los centros de consumo, más la inexistencia de elementos significativos desde el ámbito ambiental, patrimonial y social que sea necesario preservar.

Desde el año 2022 a la fecha, en la Región de Coquimbo se han aprobado seis iniciativas de generación eléctrica que suman 358 MW de futura capacidad instalada y 462,5 millones de dólares de inversión. Todas estas inversiones permitirán limpiar la matriz energética y aportar al plan de Descarbonización liderado por el Ministerio de Energía.

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Ecoener alcanzará los 1000 MW en activos en 2025

El presidente de Ecoener, Luis de Valdivia, anunció hoy en la presentación de los resultados del primer semestre de 2023 que la empresa alcanzará en 2025 los 1.000 MW en activos en operación y construcción.

La compañía cuenta ya con una cartera de activos de 558 MW, de los que 300 están ya en generación y 258 en construcción. Esto supone más que duplicar el volumen de activos que tenía al cierre de 2020 al haber incrementado 2,4 veces los activos en operación y multiplicado por 1,8 los activos en construcción.

Fuerte Crecimiento

Ecoener ha entrado en producción en República Dominicana al poner en operación casi 100 MW en las plantas fotovoltaicas Cumayasa 1 y 2, que cuentan además con PPAs asociados durante los próximos 15 años.

La compañía continúa avanzando en la construcción de otros activos en el mundo y, además del continente americano, está trabajando intensamente en varios países de la Unión Europea, como es el caso de Italia, Polonia, Grecia o Rumanía, lo que le va a permitir contar allí con nuevos activos en construcción en 2025.

En este sentido, Luis de Valdivia, señaló que “Estamos creciendo de manera sólida y real. Nuestra previsión es alcanzar los 1.000 MW en 2025 en operación y construcción”.

Y añadió, “Somos fieles a nuestra filosofía de acometer proyectos seguros y rentables”.

Cifra de negocio

La cifra de negocio de Ecoener en la primera mitad del año se situó en 29,3 millones de euros y el Ebitda de la compañía fue de 12,9 millones. El margen de la actividad de generación sigue siendo superior al 80%.

El beneficio de la compañía antes de impuestos fue de 4,7 millones de euros y el neto alcanzó los 3,5 millones de euros.

Este beneficio del primer semestre ha venido condicionado por la decisión administrativa de rebajar el precio regulado medio de la energía, que en nuestras plantas ha supuesto un descenso de 186 a 104 euros/MWh. Sin esta decisión administrativa los beneficios de Ecoener se situarían en unos números muy similares al mismo periodo del año anterior. La rebaja del precio regulado de la energía en un 48% también ha afectado a otras compañías del sector.

Las plantas de Ecoener acogidas a ingresos regulados en España con una rentabilidad garantizada, cuentan todavía con 10 años y medio más en esta situación.

La producción de energía de Ecoener creció un 21% hasta 206 GWh, frente a los 170 GWh del mismo periodo de 2022.

Compromiso ESG

Ecoener ha realizado una importante labor en el área ESG durante el primer semestre de 2023. Además de la publicación de la segunda memoria de sostenibilidad de la compañía, auditada por la certificadora TÜV SÜD, cuenta también con la certificación de Garantía De Origen (GDO) en todas sus plantas de España, entre otras acciones.

En el apartado medioambiental y social, destaca la constitución de las Fundación Fragas do Eume, para la preservación y protección del Parque Natural, que ha sido declarada de interés gallego por la Xunta de Galicia. Su objetivo es regenerar y proteger este bosque atlántico que es uno de los más importantes del sur de Europa.

La revegetación del entorno de la central hidroeléctrica de Cierves y de los parques eólicos de La Gomera, con colaboración de la Asociación de Diversidad Funcional de La Gomera, son algunas de las iniciativas que destacan en este ámbito.

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Huawei Chile distingue dos etapas para la implementación de sistemas de almacenamiento

Chile se encuentra en una encrucijada energética en el que se enfrenta a una demanda eléctrica en constante aumento y desafíos en la infraestructura de transmisión ante los vertimientos de renovables, sumado a falta de tiempo para resolver tal problemática.

El uso de sistemas de baterías aparece como una pieza de gran valor para la ecuación energética del país y bajo ese contexto, Eduardo Saavedra, Solution Director de Huawei Chile, ofreció sus perspectivas sobre el futuro de la energía en el país andino. 

“El storage ya tiene un consenso de que es una solución imprescindible para el mercado eléctrico chileno. Tenemos problemas de líneas de transmisión, principalmente vertimientos en el norte, pero los proyectos de transporte son muy grandes, lentos y no tenemos tiempo para esperar, entonces debemos trabajar en paralelo de alguna otra forma”, afirmó. 

“Incluso, en el mejor de los casos en el que tuviéramos líneas con mucha capacidad ya construidas, haciendo la suma de energías renovables nos damos cuenta que tendríamos vertimientos. Entonces el almacenamiento es lo que viene”, agregó durante un webinar organizado por CIGRE.

El especialista distinguió dos etapas para la implementación de sistemas de almacenamiento. La primera de ellas a corto plazo (1 o 2 años), con mayores instalaciones de proyectos fotovoltaicos híbridos con baterías o BESS (Battery Energy Storage Systems) stand-alone; además que el enfoque podría estar puesto en el “arbitraje de transferir o traspasar energía entre el día y la noche”. 

“Luego podríamos pensar en una segunda etapa en que incluso eso no sea suficiente y donde todos los requisitos o servicios adicionales de la red también necesitaremos reforzarlos con tecnología grid-forming”, señaló el Solution Director de Huawei Chile. 

Ante ello Huawei brinda una serie de soluciones para el mercado, trabajando con bloques modulares de potencia de 3, 6 y 9 MW y equipos que se pueden distribuir en un campo solar o en cualquier tipo de arquitectura, para tratar de tener mayor flexibilidad y cumplir objetivos planteados.

En tanto que en el caso del almacenamiento también cuentan con bloques de potencia, inversores direccionales y contenedores de baterías de 20, 10 y 2 MWh cada uno que permitan la adaptación a las necesidades de los proyectos. 

“Mientras que el grid-forming debería ser la etapa siguiente del storage y también tenemos soluciones. El hardware es muy parecido a la solución de almacenamiento, pero hay un control o una forma de suministrar servicio o prestar ciertas funcionalidades adicionales, como estabilidades de voltaje, de frecuencia o de ángulos de fase, entre otras”, complementó Eduardo Saavedra.

“Seguimos pensando en analizar solar con baterías porque todos los análisis y estudios realizados, se concluye que necesitan baterías pero a la vez más renovables porque la idea es descarbonizar. Por ende, tenemos que inyectar 10 GW o más de capacidad renovable, pero no tiene sentido que lo mantengamos solamente en generación, porque se incrementará más el vertimiento”, concluyó.

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Candidatos relegados, nuevos jugadores y predominio de motores, las sorpresas de licitación térmica de Cammesa

La Secretaría de Energía realizó este martes la apertura de ofertas de proyectos de la convocatoria para Contratos de Abastecimiento de Confiabilidad de Generación Térmica (TerCONF), una compulsa para ampliar el parque térmico en el país. El gobierno esperaba propuestas por alrededor de 3.000 megawatt (MW), pero se superaron las expectativas porque se terminaron recibiendo 7.112 MW.

La primera sorpresa estuvo dada por los nombres que conformaron el Top 3 entre las empresas que más capacidad ofertaron. El ranking lo encabezó MSU Energy, la firma encabezada por Manuel Santos Uribelarrea (h), que a través de sus sociedades (la homónima y SCC Power), propuso instalar 1623 MW de potencial térmica. En total, presentó siete proyectos, aunque algunos son excluyentes entre sí, por lo que la potencia neta ofertada es menor. El mismo criterio aplica para Sullair Argentina y Juan F. Secco, que cerraron el podio. La primera presentó 17 proyectos por 1.393 MW y la segunda, 13 por 1.281 MW.

Las empresas —ambas de accionistas locales e históricamente vinculadas a negocios menores o de nicho— aprovecharon al máximo la convocatoria del Cammesa para intentar posicionarse como generadores de un mercado tradicionalmente dominado por grandes firmas como Pampa Energía, Central Puerto, AES y Enel. Sullair y Secco presentaron proyectos de potencia media o baja abastecidos con motores, que tienen más flexibilidad y modularidad. Aunque no se conocen públicamente los precios presentados por las compañías, fuentes privados consultadas por EconoJournal coincidieron en que, al cargarle a los proyectos una tasa interna de retorno (TIR) menos ambiciosas que la que eligieron los grandes generadoras, tienen grandes chances de adjudicarse una buena cantidad de proyectos.

La buena performance de MSU, Sullair y Secco terminó reduciendo las posibilidades de Central Puerto, Pampa Energía e YPF Luz, que a priori eran los grandes candidatos a imponerse en la licitación organizada por Cammesa. En el caso de la subsidiaria de YPF (cuyo socio minoritario es GE), llamó la atención la modesta participación en el concurso (sólo propuso la repotenciación de la Central Dock Sud por 75 MW), cuando se esperaba que fuese uno de los animadores de la competencia.

A su vez, Central Puerto, que a fines de 2022 adquirió la Central Costanera, por lo que se convirtió en el principal generador del AMBA, presentó seis proyectos por 1091 MW, pero la mayoría no está encuadrado dentro del renglón 1.1 de la compulsa, que es la que tiene prioridad en la adjudicación por tratarse de “nodos críticos”. Puerto —que es propiedad de Guillermo Reca, Eduardo Escasany y la familia Miguens-Bemberg, entre otros— optó por presentar buena parte de sus emprendimientos dentro del renglón 1.3 de la licitación, que permitía validar un precio incremental (un 20% más caro que el del renglón 1.1) para las empresas ganadoras, siempre y cuando quede un cupo remanente una vez asignados los proyectos de los dos renglones previos.

Incierto

Frente a ese contexto, Puerto quedó en una posición incómoda, al igual que Pampa Energía, el otro gran jugador del mercado, que a fin de conseguir una mejor remuneración encuadró la potenciación de Genelba dentro del renglón 1.2, que tampoco tiene prioridad. Las dos empresas eran número puesto para resultar adjudicatarias de la licitación a fin de reforzar la potencia térmica disponible en el AMBA. La mejora del sistema que abastece a Capital Federal y el Conurbano es un objetivo primario del concurso realizado por Cammesa. Se preveía adjudicar en ese nodo al menos 900 MW de capacidad de generación.

El problema es que la elevada competencia que generó la licitación podría dejar a los proyectos en una posición perdidosa frente a otros emprendimientos radicados en otros nodos no tan prioritarios. Habrá que ver qué hace el gobierno. En última instancia, si una vez que se abran los sobres con las ofertas económicas constata que no está en condiciones de adjudicar la cantidad de potencia buscada por el GBA, podría pedir una mejora de oferta a los jugadores que se presentaron en ese nodo. Así lo dejaron entrever dos de las fuentes consultadas por este medio.

Por el lado de MSU Energy, una confirmación fue la presentación de dos alternativas para trasladar los equipos instaladas en la central de Matheu, en el partido de Pilar, adjudicado en 2016 a la firma Araucaria Energy, que terminó disolviéndose y fue absorbida por la propia MSU a través de SCC Power Argentina. La relocalización de esas máquinas —cuya operación fue impugnada por vecinos de la zona y luego fue judicializada— es una buena noticia para el sistema.

Motores

Una de las novedades que rápidamente salta a la vista es el predominio tecnológico de los motores por sobre las turbinas. En concreto, más de la mitad (3451 MW) de la potencia total ofertada contempla la utilización de motores como soluciones de generación. El principal tecnólogo en este tipo de equipamiento es la finlandesa Wärtsilä.

La licitación se había lanzado el 27 de julio con algunas dudas en el sector respecto a si el gobierno iba a llegar a cumplir los plazos antes de las elecciones de octubre. Se implementó a través de la resolución 621 de la cartera energética para incorporar al Sistema Argentino de Interconexión (SADI) 3.000 MW de potencia de energía eléctrica de fuente térmica y otorgarle “más confiabilidad al sistema”. Además, hay hasta 70 MW para modernizar la oferta térmica en la provincia de Tierra del Fuego.

En las olas de calor del verano pasado quedaron en evidencia los problemas en las redes de distribución, pero también en la falta de capacidad de generación en los picos de consumo. Por tal motivo, el objetivo de la compulsa TerCONF es modernizar el parque generador y cubrir la demanda creciente de energía mediante la instalación de equipamiento nuevo o con menos de 15.000 horas de uso verificado.

Los contratos se firmarán con la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico Sociedad Anónima (Cammesa). En total, se presentaron 66 proyectos para 13 provincias de 20 empresas de generación. Representan aproximadamente compromisos de inversión por US$ 9.000 millones, aunque como muchos proyectos son excluyentes entre sí, la inversión real que surgirá de la adjudicación terminará siendo bastante inferior a esa cifra.

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, Roberto Bellato

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Rusia advierte que no levantará rápido la prohibición de exportar gasoil

Rusia advirtió que no piensa levantar la suspensión de las exportaciones de gasoil hasta normalizar los precios y el abastecimiento en su mercado interno. La advertencia rusa impacta particularmente al Brasil, que se transformó en un gran importador del combustible ruso por los precios con descuento.

El ministro de Energía de Rusia, Nikolai Shulginov, informó este jueves que la prohibición de las exportaciones de combustibles no será levantada pronto y permanecerá vigente hasta que se estabilice el mercado interno.

«Diré una cosa: las expectativas de un rápido levantamiento de la prohibición de exportar combustible son inútiles; la medida durará el tiempo necesario para estabilizar el suministro y los precios del combustible», dijo Shulginov citado por la agencia rusa TASS.

Rusia introdujo la semana pasada una completa suspensión de las exportaciones de combustibles como naftas y gasoil por tiempo indefinido, una medida tendiente a incrementar los stocks y disminuir los precios del combustible en el inicio de la temporada de cosecha. El presidente Vladimir Putin ordenó el miércoles a su gobierno estabilizar los precios minoristas del combustible e instó a medidas adicionales para equilibrar el mercado interno.

Golpe a las expectativas en Brasil

El gobierno ruso había dado el lunes una pequeña señal de flexibilización al permitir la exportación de gasoil de baja calidad (alto en azufre) y combustible para barcos. Sin embargo, la advertencia del ministro de Energía ruso genera en el Brasil un golpe a las expectativas de un levantamiento rápido de la prohibición. Analistas de S&P Global habían señalado que la medida rusa debería ser de muy corta duración para no impactar en el mercado brasileño.

«(Creemos) que la prohibición durará poco, tal vez una semana o dos. Es una prohibición total con excepciones insignificantes, por lo que creemos que será difícil aplicarla por mucho tiempo. Rusia tiene una capacidad de almacenamiento limitada para aumentar los suministros y no querrá perder fuertes márgenes globales», habían marcado los analistas de mercado de petróleo de S&P Global en una nota.

Rusia se transformó este año en el principal proveedor de gasoil para el Brasil. Solo en agosto el 70% del gasoil importado provino de Rusia. Entre el 20 y el 30% del gasoil que se consume en el mercado brasileño es importado.

La medida también afecta a los mercados globales. Los inventarios de destilados medios se encuentran en niveles bajos en algunas de las principales plazas del mundo. Frente al promedio de inventarios de fuel oil registrado en los meses de agosto de la última década, Estados Unidos registró un 16% menos de inventarios (23 millones de barriles menos), Europa un 8% menos (35 millones de barriles menos) y Singapur un 31% menos (3 millones de barriles menos), según la agencia Reuters.

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, Nicolás Deza

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Ecoflow dona baterías recargables con energía solar a escuela municipal de Santa Juana para enfrentar cortes de suministro

La mañana del miércoles 27 de septiembre, ante una multitudinaria ceremonia, la Escuela Chacayal de Santa Juana recibió una importante donación hecha por la empresa internacional EcoFlow junto a su principal distribuidor nacional Rhona, con el objetivo de mejorar la calidad de vida de la comunidad estudiantil, la cual se ha visto afectada en su suministro eléctrico tras los devastadores incendios forestales que afectaron a la comuna este año. La donación beneficiará a más de 114 estudiantes y 32 profesores.

Los cortes de luz implican diversas complejidades para el establecimiento educacional. Cuando se corta la electricidad, además de impactar su quehacer diario de educación, la escuela también queda sin agua por el sistema de bomba que tiene y, dada la limitancia de acopio, se hace vital contar con un respaldo de energía para mantener el bombeo y así mantener el funcionamiento de la escuela.

Con la participación de la alcaldesa de la I. Municipalidad de Santa Juana, Ana Albornoz, Director de la Escuela Chacayal, José Uriz, junto a la SEREMI de Energía del Biobío, Daniela Espinoza y representantes de EcoFlow y Rhona, fue entregada la donación que consistió en 6 baterías portátiles sustentables y 6 paneles solares que permiten cargar las baterías.

Las estaciones de energía portátil de Ecoflow son una novedosa combinación de baterías sustentables con paneles solares que almacenan la energía del sol para ser utilizada cuando sea necesario.

Esto toma especial relevancia ante un corte de suministro eléctrico, ya que siempre tendrá a disposición energía de respaldo para mantener al establecimiento funcionando de forma segura y sin interrupciones, un elemento fundamental en países como Chile donde no sólo se enfrentan fríos inviernos y cortes eléctricos, sino que también experimenta periódicas contingencias por ser un país sísmico y tremendamente vulnerable a los efectos del cambio climático, lo que se refleja en la alta posibilidad de tener marejadas, inundaciones, e incendios, entre otras crisis.

“En la actualidad, la energía es más que un recurso, es una fuente de oportunidades y calidad de vida. Por eso, reafirmamos nuestro compromiso para asegurar que cada persona, cada comunidad, tenga acceso a energía de calidad, segura y asequible. Y la tecnología es una herramienta clave para reducir la vulnerabilidad energética que aún enfrenta la población, junto con construir un futuro más limpio y sostenible”, señaló Camila Algecira, Regional Marketing Latin America de EcoFlow.

Por su parte, Pablo Neuweiler, Gerente General de RHONA sostuvo “estamos muy felices y orgullosos de ser parte de esta iniciativa que viene a representar una solución y una propuesta dentro del lineamiento de las energías no convencionales. Esta donación permitirá a los alumnos y docentes conocer y aprender de forma sencilla acerca de las energías limpias, saber cómo funcionan los paneles solares y baterías portátiles sustentables, asegurando un aprendizaje sostenible”.

Esta donación es un importante hito en la recuperación y mejoramiento del establecimiento municipal que se convirtió en el refugio de la comunidad al ser un punto de encuentro en medio de la destrucción del fuego. Además, estas nuevas tecnologías serán una solución a las constantes interrupciones de suministro eléctrico que afectaban a la escuela, generando cortes en el servicio de agua potable, obligando a cerrar e interrumpir las clases.

La alcaldesa de la Ilustre Municipalidad de Santa Juana, Ana Albornoz, destacó tras la actividad la importancia de esta donación para la comunidad. “Como municipio estamos muy agradecidos y esta donación llega al corazón de nuestra comunidad. Tras los incendios, la escuela no contaba con luz eléctrica y continuidad del servicio. Pero hoy con esta donación, podemos seguir funcionando para educar a los hijos de los campesinos y las víctimas de la catástrofe”, enfatizó.

Por su parte, el Director de la Escuela Chacayal, José Uriz, señaló que “para nuestra escuela es fundamental este apoyo, ya que no contamos con agua potable ni alcantarillado y estas baterías nos permitirán tener respaldo en el suministro eléctrico para extraer el agua de pozo y llevarla hasta los baños y las cocinas del establecimiento. Esto no sólo permitirá garantizar el servicio educacional para nuestros más pequeños, sino que además la escuela tendrá un rol importante con la comunidad que está alrededor del establecimiento y entregará un espacio de conectividad y servicios básicos”.

Por otro lado, la presidenta del Centro General de Padres, Claudia Zambrano, manifestó la gratitud y felicidad de todos los apoderados por el impacto positivo de esta donación para la escuela. “Cuando se cortaba la luz, el colegio suspendía las clases porque no tenían agua y nuestros niños eran enviados a la casa. Hoy estamos contentos porque se acaba esta preocupación y podrán seguir estudiando sin más interrupciones”, agregó.

Cabe destacar que, de acuerdo a cifras de la Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC), a fines de abril de 2023, el Biobío se registró como una las regiones con mayores reportes por fallas del suministro eléctrico. Sin embargo, hoy la Escuela Chacayal cuenta con la tecnología innovadora de las baterías y paneles de EcoFlow que le garantizarán un suministro de energía en cualquier circunstancia, brindando una fuente de energía limpia y renovable.

“Es muy importante que las empresas y el sector energía se conecten con la realidad local y con las necesidades de las comunidades. Este hito es el resultado de la coordinación público privada para llegar en forma oportuna a las personas y que generan un tremendo beneficio. En este caso entregarán seguridad energética, acceso a la energía y también la oportunidad para niños y niñas de poner conocer e interiorizarse en temáticas energéticas y sustentables”, destacó la SEREMI de Energía del Biobío, Daniela Espinoza.

La donación de baterías sustentables de Ecoflow será un apoyo directo para mitigar la vulnerabilidad energética que enfrenta la Escuela de Santa Juana, mejorando las condiciones de estudio y vida de los estudiantes y profesores, contando con un entorno adecuadamente iluminado y climatizado, como también promoviendo la sostenibilidad como un ejemplo para las generaciones futuras.

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YPF: Privatización, o “herramienta de la política energética”

El economista Nicolas Gadano, allegado a JxC, valoró que YPF tenga mayoría accionaria estatal (51 %) y consideró que la dicha empresa “es una herramienta de la política energética en procura de las soluciones energéticas que requiere el país”.

En ese sentido, y en el marco de un seminario organizado por el Instituto Argentino de la Energía (IAE), Gadano destacó la gestión de YPF asociada con Chevron en la puesta en producción de los recursos no convencionales de Vaca Muerta. “Su participación y resultados incluso alentó las inversiones de otras empresas privadas”, comentó.

Opinó además que “YPF también aporta iniciativa para el desarrollo del GNL en el país con un proyecto en asociación con Petronas” , y destacó que “en el off shore YPF está a la vanguardia con un socio excelente como es Equinor, con una perspectiva interesante” respecto del inició de la exploración en la CAN-100 en los próximos meses.

Su opinión no es unívoca en JxC, pero viene a coincidir con recientes expresiones similares del presidente del IAE, Jorge Lapeña, ex secretario de Energía en el gobierno de Raúl Alfonsin.

El destino de la YPF de mayoría estatal estará sellado si Javier Milei llega a la presidencia. En la plataforma de gobierno de LLA se propone la reprivatización de esas acciones, que fueron expropiadas en 2012 durante el gobierno de Cristina Fernández de Kirchner.

Cabe referir por otro lado que el candidato de UP, Sergio Massa, reivindicó esta semana el rol de YPF como principal operadora petrolera en el país, y el desarrollo de inversiones en exploración, en producción, y también en infraestructura (oleoductos, refinerías). Destacó los récords de producción alcanzados, sus resultados económicos, defendió su participación en la industria energética, y rechazó cualquier intención reprivatizadora.

Gadano consideró además que “debe revisarse la integración del Directorio de YPF porque las provincias (productoras de hidrocarburos) estan sobrerepresentadas”. “Y deben tener más representantes los socios privados”, señaló.

Asimismo, manifestó su “preocupación por el fallo” de la justicia de Nueva York que hizo lugar al reclamo del Fondo Bulford (que no era socio en YPF) argumentando que en el proceso de expropiación por Ley de las acciones (51 %) de YPF por parte del Estado argentino no se cumplió con lo establecido en el estatuto de la compañía, en relación al requisito de presentación de una OPA (oferta pública de adquisición) del resto de las acciones.

La decisión judicial en favor del fondo buitre (que compró el derecho a litigar en un reclamo de una ex socia minoritaria en YPF) por parte de la jueza de Nueva York, Loretta Preska, será apelada por el gobierno argentino.

Para Gadano, “Hay que tratar de negociar con Bulford y evitar que esto contamine las posibilidades de expansión de YPF en los mercados internacionales. “Bulford no aceptará que el Estado argentino se rehuse a pagar”, opinó el economista, en alusión al monto de U$S 16.000 millones fallado por Preska.

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Massa con trabajadores petroleros en Neuquén

El ministro de Economía y candidato presidencial, Sergio Massa, afirmó que “vamos a defender el crecimiento de la segunda pampa húmeda de la Argentina que es Vaca Muerta, esa que nos permite decirle al mundo que tenemos a nuestros trabajadores petroleros listos para seguir produciendo gas y petróleo, para venderle a la Argentina, para lograr nuestro autoabastecimiento energético, pero también para venderle al mundo el trabajo de los neuquinos”.

La declaración de Massa ocurrió durante un acto público que tuvo lugar en la localidad de Plottier, en Neuquén, con la concurrencia a trabajadores y trabajadoras de la industria petrolera que se desarrolla en Vaca Muerta, y al que asistieron dirigentes de los sindicatos de base y de jerárquicos, además de trabajadores de la Construcción.

El ministro y candidato (UP) Massa enfatizó que “algunos me dicen que estamos frente al acto más importante y más concurrido de la historia política de Neuquén desde la vuelta de la democracia”.”Yo quiero decirles gracias compañeros, compañeras, gracias neuquinos. Será porque el pueblo sabe que vamos a defender la propiedad de los recursos naturales de los neuquinos, que vamos a defender el derecho a que las represas (centrales hidroeléctricas cuyas concesiones privadas están a punto de caducar) sean administradas de manera conjunta entre la Provincia y la Nación, porque la provincia es dueña del agua, del recurso natural”.

Massa remarcó además en su discurso que “venimos a decirle a cada uno y cada una de las trabajadoras y trabajadores argentinos que mañana (jueves 28) es un día histórico. Yo voy a poder decir con absoluta tranquilidad que en mi gobierno ningún trabajador va a pagar impuesto a las ganancias”. “Mañana el Congreso deroga definitivamente la cuarta categoría. Por suerte lo voy a cumplir, antes del 10 de diciembre. Ya vivieron una estafa, hubo uno que les dijo que no iban a pagar y terminaron pagando el doble”, recordó en alusión al gobierno de Mauricio Macri.

Massa agregó en su alocución “quiero pedirles que defendamos juntos la responsabilidad del diálogo y los acuerdos que han permitido que esta provincia sea el motor más importante de crecimiento en este año de crisis. Necesitamos dar el mensaje de que cuando estamos en la misma mesa, el Estado, los trabajadores y los empresarios tenemos la posibilidad de crecer. Neuquén ha sido un ejemplo de que el diálogo permite crecimiento”.

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Diputados recibe a Jaime Perezyk para tratar la Ley de Financiamiento Educativo

La Comisión de Educación, junto con el ministro de Educación de la Nación Lic. Jaime Perezyk y funcionarios de su gabinete, abordarán el Mensaje 099/2023 y el Proyecto de Ley de fecha 14 de septiembre de 2023 sobre Financiamiento Educativo.

En dicho encuentro parlamentario estarán presentes: Silvina Gvirtz -Secretaria de Educación, Germán Lodola -Secretario de Evaluación e Información Educativa, Oscar Alpa -Secretario de Políticas Universitarias, Andrea García -Secretaria de Cooperación Educativa y Acciones Prioritarias, Daniel Pico -Titular de la Unidad Gabinete de Asesores, María Inés Martínez -Subsecretaria de Gestión Administrativa, Gerardo Marchesini -Director Ejecutivo del Instituto Nacional de Educación Tecnológica, Luis Calderaro -Subsecretario de Participación y Democratización Educativa, Mario Caputo -Asesor Ejecutivo, Marcelo Mango-Secretario General del Consejo Federal de Educación, Fernando Semczuk-Rector de la Universidad Nacional del Alto Uruguay, entre otros.

La actividad se podrá seguir en los siguientes links:

En TV: Diputados TV

En la web: dtv.diputados.gob.ar

YouTube: Hcdn.tv

FB: /diputados.argentina

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Vista presentó su nuevo plan estratégico para alcanzar 100 mil boe/d en 2026

La compañía redefinió sus planes en Vaca Muerta, con eje en un mayor crecimiento. Proyecta invertir USD 2.500 millones en Vaca Muerta durante los próximos tres años. Vista, la segunda productora de shale oil de Argentina, presentó su nuevo plan estratégico en el cual planea para 2026 incrementar su producción diaria en un 25%, en comparación con la meta anunciada en 2021, para alcanzar los 100.000 barriles diarios de petroleo equivalente por día (boe/d). La compañía proyecta invertir USD 2.500 millones en Vaca Muerta durante los próximos tres años, lo que representa un aumento del 60% con respecto al monto […]

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Vaca Muerta: Argentina alcanzó la producción de gas más alta en cuatro años

La producción de gas del país superó los 144 MMm3/d en agosto, una cifra similar al mismo mes de 2019 y a julio de 2007. Neuquén y Vaca Muerta fueron clave en la recuperación de los rindes. Lo que pasa en Vaca Muerta no queda solo en Vaca Muerta y la mayor producción que se registró en los yacimientos no convencionales de Neuquén tuvo su impacto a nivel nacional. De la mano del gasoducto Néstor Kirchner, las extracciones de gas de Argentina alcanzaron la marca más alta en cuatro años. Según los reportes oficiales de la secretaría de Energía de […]

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Acciones de esta empresa argentina suben 170% en el año: expertos recomiendan invertir

Desde una de las firmas de inversión más conocidas del mercado recomiendan comprar una acción del segmento energético. Cuál es y por qué es la preferida. La alta inflación genera que los ahorristas intenten buscarle un destino a sus pesos, y entre las inversiones recomendadas por los analistas se encuentra una acción de una empresa energética. Se trata de Pampa Energía, cuyo activo bursátil escala de precio en todo el 2023 hasta 170%, en el índice líder Merval. «Pampa es la empresa líder independiente e integrada de energía de Argentina y cuenta con participación en las cadenas de valor de […]

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Sentencia sobre la expropiación de YPF: los pasos que Argentina podría tomar para evitar sanciones comerciales

Para proceder con la apelación y evitar que los demandantes ataquen activos extranjeros propiedad de Argentina, la defensa deberá solicitar a la jueza Loretta Preska que conceda una excepción para que el país pague la fianza. Tras la sentencia adversa del Estado por la Expropiación de YPF, que obliga a Argentina a pagar US$ 16.000.000.000, Burford Capital solicitó la exportación de activos del país. En los próximos días, se prevé que el juez de la causa convoque a una reunión de las partes para discutir este tema. Así lo indicó Sebastián Maril, analista de Latam Advisors que sigue el caso: […]

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¿De qué va Vaca Muerta Norte, el oleoducto de YPF que abre Sergio Massa?

YPF podrá transportar su producción de petróleo de esquisto a Chile a través de OTASA o la refinería de Luján de Cuyo a través de 150 kilómetros de oleoductos. La construcción de esta estructura requirió una inversión de 250 millones de dólares. YPF inaugura oficialmente el Oleoducto Vaca Muerta Norte en un evento con autoridades políticas, incluido el ministro de Economía, Sergio Massa, con planes de ponerlo en funcionamiento en los primeros días de octubre. Utilizando la refinería mendocina de Luján de Cuyo o la exportación de petróleo a Chile a través de OTASA, esta obra aumentará la capacidad de […]

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Pourteau: “Queremos atraer inversiones y terminar con las distorsiones existentes en el mercado de combustibles”

El referente energético del equipo de Carlos Melconian, dialogó con surtidores.com.ar acerca de las medidas que propondría para regularizar el sector de los hidrocarburos. La decisión de Patricia Bullrich, de designar a Carlos Melconián como su ministro de Economía en caso de llegar a la presidencia de la Nación, puso a la Fundación Mediterránea en el centro de la escena. Uno de sus referentes del área energética, el exsubsecretario de Recursos Hidrocarburíferos, Marcos Pourteau, dialogó con surtidores.com.ar acerca de las medidas que propondría Juntos por el Cambio para regularizar el mercado de los combustibles. ¿Cómo analiza las últimas medidas implementadas […]

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Autónomo vs. empleado en relación de dependencia ¿Quién gana y quién pierde en 2023?

Están vigentes las modificaciones a Ganancias dispuestas por el decreto 473 del 12 de septiembre y que entran en vigor en octubre. Comparando ambas categorías se presenta una situación dispar en cuanto a su alcance y lo que cada uno debería pagar. (Escriben Cecilia Nuñez, Directora de Global Mobility Services y Gisele Gonzalez, Gerente Senior de Global Mobility / Tax & Legal KPMG Argentina) Si bien son significativos los cambios que trae el proyecto de modificación del Impuesto a las Ganancias que en estos días están tratándose en el Congreso, y que resultarán aplicables en 2024, lo cierto es que […]

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Informe Mensual: Sistema de Información Estadístico Sectorial de la CIQyP®

Leve repunte de la producción y ventas locales de la industria química y petroquímica durante julio. El informe mensual, realizado por la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®), sobre el panorama sectorial señaló que durante julio de 2023 la producción del sector creció un 6% respecto a junio, dada principalmente por los productos básicos orgánicos. Cabe mencionar que durante el mes anterior hubo paradas de plantas programadas y no programadas, así como variaciones estacionales. La variación interanual exhibió una caída del 3%, con caídas en todos los subsectores a excepción de los productos básicos orgánicos; mientras que el […]

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Entre Ríos: Comenzó la obra de ampliación de red de gas natural en la localidad de Maciá

Se trata del tendido de 10.965 metros de cañería para extender el servicio a 377 familias. La inversión provincial supera los 118 millones de pesos. Iniciaron los trabajos correspondientes a la ampliación de la red de distribución de gas natural en la localidad de Maciá, perteneciente al departamento Tala. La obra consiste en la provisión, instalación y puesta en servicio de 10.965 metros de cañerías de polietileno de diferentes diámetros, que se interconectarán a la red de distribución existente. Estas tareas demandan un plazo de ejecución de 150 días corridos. El inicio efectivo de obra se dio con los trabajos […]

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Von der Leyen reconoce el peso de la energía nuclear y predice que el mix energético nacional seguirá siendo dominante

Ursula von der Leyen, presidenta de la Unión Europea, ha reconocido esta mañana la importancia de la energía nuclear para moderar la tendencia al alza de los precios de la energía en la UE. También reafirmó que la elección de esta combinación «seguirá siendo una prerrogativa nacional». «La Comisión siempre está dispuesta a considerar las solicitudes de ayuda estatal» para la tecnología nuclear, dijo ayer en su discurso de inicio en la cumbre del Pacto Verde europeo que se celebra en la capital de República Checa, Praga, donde ha destacado la tecnología procedente del país, «cuna de los trenes eléctricos […]

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“Hay que liberarla”: en un mercado que lideraba, Argentina se estancó mientras que Brasil y Estados Unidos crecieron

El sector que más divisas aporta al país analizó la situación de las empresas y de Argentina en el contexto nacional e internacional. En el Seminario Acsoja 2023, se desarrolló el panel “Industria: ¿a qué se enfrenta la mayor fuente de dólares del país”, moderado por Luis Zubizarreta, director regional de Relaciones Institucionales de la empresa Louis Dreyfus, presidente de Carbio (Cámara Argentina de Biocombustibles) y tesorero de Acsoja, del que participaron referentes de las principales empresas agroexportadoras de Argentina. Abriendo la conversación, Alfonso Romero, managing director de Cofco International del Cono Sur, recordó que en el año 2014 Argentina […]

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Chevron aumentará su producción en Venezuela

Chevron planea agregar 65.000 bpd a la producción petrolera venezolana para fines de 2024 a través de su primera gran campaña de perforación en la nación desde que Washington le permitió restaurar la producción tras las sanciones estadounidenses.

Las empresas conjuntas de Chevron con la petrolera estatal venezolana PDVSA ahora producen unos 135.000 bpd y han exportado un promedio de 124.000 bpd a Estados Unidos este año, según estimaciones independientes y datos de envío, cerca de los niveles que tenían antes de que Washington impusiera sanciones en 2019. Los flujos actuales marcan un aumento del 70% de la producción de petróleo promedio en 2022.

La meta de producción de Chevron de alcanzar 200.000 bpd para finales del próximo año podría lograr su objetivo de superar 1 millón de bpd, de un promedio de 785.000 bpd hasta ahora en 2023.

La petrolera estadounidense prevé la incorporación de al menos dos potentes equipos de perforación. Los equipos se instalarán inicialmente en el proyecto Petroindependencia en la Faja del Orinoco, la principal región productora de Venezuela.

Otras dos empresas mixtas, Petropiar, también en la Faja del Orinoco, y Petroboscan, cerca del Lago de Maracaibo, en la región occidental del país, recibirán los equipos a continuación. La idea es perforar dos pozos al mes en el Orinoco, dijo esa persona.

El plan de perforación no requerirá nuevas aprobaciones de EE.UU. porque las áreas implicadas están incluidas en la licencia de Chevron, recibida en noviembre, dijeron las fuentes.
Pero requerirá un proveedor de campos petrolíferos capaz de proporcionar plataformas de 1.000-1.500 caballos de potencia, una tarea difícil en el entorno actual de Venezuela, añadieron las personas familiarizadas con el tema.

Los proveedores estadounidenses de servicios petroleros en Venezuela siguen limitados por una licencia estadounidense que sólo les permite mantener los activos y empleados existentes en el país. Necesitan autorización para importar nuevos equipos o asumir contratos con PDVSA o sus empresas conjuntas.

Chevron debe contratar a empresas de servicio locales, cuyo acceso a equipos modernos es limitado, o esperar una modificación de las licencias de las empresas petroleras estadounidenses.

Otras compañías petroleras extranjeras en empresas conjuntas con PDVSA también han comenzado a planificar posibles campañas de perforación. Se espera que la experiencia de Chevron en la búsqueda de plataformas y la contratación de proveedores de servicios sirva de referencia.

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Dólar Vaca Muerta: un instrumento forzado con el que Massa quiere recaudar US$ 400 millones antes de las elecciones

La secretaria de Energía, Flavia Royón, adelantó este martes por la mañana a directivos de la industria petrolera lo que el ministro de Economía, Sergio Massa, anunciaría horas más tarde directamente desde Neuquén: que el gobierno lanzará un dólar ‘Vaca Muerta’, un esquema cambiario diferencial a través del cual el titular del Palacio de Hacienda pretende lograr que empresas del sector liquiden en el mercado único de cambios unos 400 millones de dólares antes de las elecciones presidenciales del 22 de octubre, según indicaron fuentes privadas consultadas a EconoJournal.

A diferencia de las versiones del dólar ‘soja’, que buscaron incentivar la liquidación de granos acopiados en silobolsas u otros centros de almacenaje ofreciéndoles a los productores agropecuarios un tipo de cambio más alto, el dólar ‘Vaca Muerta’ no pretende propiciar mayores exportaciones de petróleo. No tendría sentido que así lo hiciera. Por una cuestión física, el crudo no se puede almacenar. Al menos, no a gran escala. En el margen, las petroleras están obligadas a seguir vendiendo crudo al exterior más allá del cual sea el tipo de cambio porque no existe capacidad de tancaje para preservar por muchos días la producción de petróleo.

El objetivo sobre el que se diseñó el ‘dólar petrolero’ es lograr que las petroleras pre-financien exportaciones de crudo programadas para octubre y noviembre. ¿En qué consiste esa operación? Productores de crudo —como Pan American Energy (PAE), Vista, Pluspetrol, ExxonMobil, Tecpetrol, Chevron y Shell, entre otros— tendrán que conseguir que compradores o bancos internacionales les adelanten —a cambio de una tasa en moneda dura cercana al 7% anual— los dólares que cobrarán una vez que las ventas se concreten.

En rigor, según lo adelantado por fuentes del Ministerio de Economía, las petroleras tendrán que liquidar al tipo de cambio oficial —unos 360 pesos— el 75% de las exportaciones de hidrocarburos realizadas en los próximos dos meses. El 25% restante podrán liquidarlo al valor del Contado con Liquidación (CCL), que más que duplica al oficial (ayer cerró en 775 pesos). E incluso algunas empresas se ilusionan con lograr que el gobierno las autorice a conservar ese dinero en dólares fuera del país.

Sergio Massa junto con Omar Gutiérrez, Rolando Figueroa (gobernador electo de Neuquén) y Pablo González, presidente de YPF.

El dólar ‘Vaca Muerta’ garantiza, en definitiva, un ingreso promedio de unos 460 pesos por cada dólar liquidado (75% de los dólares liquidados a 360 pesos y un 25% a $ 775). “Hay que hacer bien los números, pero a priori puede ser una buena alternativa para las exportaciones de cortísimo plazo como las de octubre”, explicó el director financiero de una petrolera. “Ya para noviembre el escenario es más confuso porque si el dólar oficial se devalúa después del 22 de octubre, el esquema pierde sentido”, agregó.

Cuestión de días

Habrá que esperar a que el Ministerio de Economía oficialice la letra chica del esquema. Pero entre algunos directivos de la industria, la noticia causó sorpresa porque va a contramano de la agenda que funcionarios de la Secretaría de Energía y la primera línea de las petroleras venían discutiendo en las últimas semanas. En la cartera que dirige Royón existía preocupación por el abastecimiento del mercado interno de petróleo. De hecho, el 7 de septiembre la funcionaria encabezó una reunión en Energía con representantes de refinadoras y productores convocada precisamente por el supuesto faltante de crudo Medanito en las refinerías locales, tal como publicó EconoJournal. Apenas tres semanas más tarde, el dólar ‘Vaca Muerta’ opera exactamente en la dirección contraria: promueve las exportaciones de petróleo.

En el fondo, lo que prima no es una cuestión de volumen, sino financiera. ¿Por qué? Porque, a raíz de la imposibilidad física de acopiar grandes volúmenes de petróleo, las productoras iban a terminar exportando crudo al exterior más allá de que el tipo de cambio sea de 360 o 460 pesos. Entonces, ¿por qué Massa diseñó un nuevo esquema cambiario (que impactará el déficit fiscal o cuasi fiscal) para incentivar algo que iba a terminar pasando con independencia de esa propia medida?

Concretamente, para que las petroleras no dilaten la liquidación de los dólares provenientes de las exportaciones de hidrocarburos y pre-financien a su costo el ingresos de divisas al MULC. Por Ley, la liquidación de las exportaciones es prácticamente inmediata una vez que se concreta el cobro de lo comercializado. Pero esa vuelta —entre que el productor despacha un cargamento de crudo desde Bahía Blanca o Comodoro Rivadavia hasta que el comprador hace efectivo el pago— puede demorar entre dos y tres semanas. El titular de Economía no dispone de ese tiempo. Precisa de los dólares ahora para intentar defender el valor del peso ante una eventual corrida previa a las elecciones.

“Es una medida casi desesperada, de fin de ciclo. Desde el punto de vista del diseño de una política pública, no se justifica. ¿Para qué reconocer indirectamente un precio más alto del petróleo (vía un dólar más alto) si los productores iban a terminar exportando igual esos cargamentos?”, cuestionó un referente energético encuadrado en la oposición.

Números

Lo concreto es que voceros del Ministerio de Economía comunicaron que podrían llegar a conseguir que las petroleras liquiden antes de los comicios presidenciales unos US$ 1200 millones para oxigenar en algo las reservas del BCRA. A priori, parece un número optimista.

El funcionamiento del dólar ‘Vaca Muerta’ es más claro para octubre, mes en el que está previsto exportar 5 cargamentos de 75.000 metros cúbicos (unos 500.000 barriles) de crudo Medanito (Neuquén) y tal vez uno de 150.000 m3 de Escalante (Golfo San Jorge). La facturación total por esos embarques ascendería a los 300 millones de dólares (sobre la base de un precio neto de exportación de 80 dólares por barril). A esa cifra hay que sumarle unos US$ 100 millones por la venta de crudo hacia Chile a través del Oleoducto Trasandino (unos 40.000 barriles diarios). Y algo más por la exportación de pequeños volúmenes de crudo desde la cuenca Austral.

En total, las exportaciones de crudo argentino podrían sumar, en un buen escenario, unos US$ 500 millones en octubre. Como las petroleras estarán obligadas a liquidar un 75% de esa cifra en el MULC, el gobierno podría recaudar unos US$ 400 millones antes de las presidenciales.

Desde la óptica de las empresas, es conveniente pre-financiar esas operaciones si creen que el tipo de cambio oficial se mantendrá invariante hasta después del 22 del próximo mes. Pero el pronóstico es mucho menos nítido de cara a noviembre, cuando se proyecta exportar un volumen similar al de octubre. ¿Se animarán las empresas a adelantar para las próximas dos semanas la liquidación de exportaciones que empezarán a concretar recién dentro de 35 días, es decir, después de las elecciones? ¿O preferirán esperar a ver qué pasa con el dólar en función de los resultados de las urnas? Son preguntas abiertas que empezarán a dilucidarse en los próximos días.

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, Nicolas Gandini

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Comercializadores analizan alternativas para sofisticar los contratos de energía en Guatemala

Agentes comercializadores del mercado eléctrico en Guatemala se enfrentan a una serie de desafíos en su búsqueda por responder a las crecientes demandas de sus clientes vinculadas a energías renovables. 

“Los requerimientos de nuestros clientes son cada vez más intensivos. Requieren mayor cobertura con energía renovable, certificados de energía renovable o bonos de carbono y realmente Guatemala es un mercado aún poco desarrollado en ese sentido”, observó Luis Fernando Rodríguez, presidente de la Asociación de Comercializadores de Energía Eléctrica (ASCEE). 

Aunque Guatemala cuenta con hasta el 75% de energía renovable en ciertos momentos del año, no es tarea sencilla asegurar una cobertura al 100% de energías renovables a Grandes Usuarios, pocas empresas locales han logrado una colocación de bonos verdes o bonos de carbono y tienen limitaciones en la adquisición de certificados de energía renovable. 

En conversación con Energía Estratégica, el presidente de ASCEE explicó que un obstáculo importante radica en la poca diversidad de las fuentes de energía en Guatemala, mercado con un gran componente hídrico. Por lo que la variabilidad climática, con épocas de sequía y lluvia, complica la tarea de garantizar un suministro constante de energía renovable a precios competitivos.

En cuanto a los contratos, Rodríguez destacó la discrepancia entre la demanda, que busca contratos a corto plazo con términos de pago flexibles, y la oferta, que depende de proyectos de generación a largo plazo que podrían ofrecer mejores precios de acordar más años de suministro. Este contraste dificulta la alineación de la oferta y la demanda en el mercado energético, complicando el “match” que deben hacer los comercializadores.

Si bien algunas empresas han evaluado licitaciones privadas para concordar la oferta con la demanda, la falta de visión a largo plazo por parte de algunos clientes más pequeños dificulta este proceso. No obstante, Rodríguez enfatizó que existen oportunidades reales de licitaciones privadas entre empresas más grandes y generadores bien establecidos.

“Hoy las licitaciones son básicamente exclusivas de las distribuidoras. Pero de los 2000 MW de demanda del país, 500 MW son de demanda de Grandes Usuarios; o sea, un cuarto de la demanda es de Grandes Usuarios y es muy interesante que este cuarto de la demanda aún no esté sacando licitaciones a largo plazo, porque sería encontrar estabilidad en el largo plazo”, observó Luis Fernando Rodríguez. 

Y, a pesar de los desafíos, Rodríguez expresó confianza en la solidez del mercado guatemalteco, respaldado por un marco legal sólido que ha perdurado durante los últimos 25 años. Esta certeza jurídica brindaría tranquilidad a los comercializadores y demostraría la resiliencia del sector energético frente a los cambios gubernamentales.

Por ello, el presidente de ASCEE enfatizó la importancia de continuar impulsando desde el sector privado un mercado energético más maduro y diversificado en Guatemala. 

“A medida que el mercado crezca y evolucione, habrá más modelos de compra disponibles, lo que beneficiará tanto a los comercializadores como a los consumidores y generadores al ofrecer opciones más flexibles y sostenibles”, concluyó.

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Advierten que la derogación de subastas afecta al cumplimiento de comercializadores para su consumo de 10% de renovables

A principios de este mes, la industria de las renovables quedó sorprendida por una noticia: el Honorable Consejo de Estado, a través de su sentencia del 14 de junio de 2023, identificada con Radicado No. 11001 03 26 000 2018 00164 00 (62492) anuló las normas base de la primera y segunda subastas del contrato de largo plazo.

Esta medida impacta de lleno sobre la convocatoria del 22 de octubre del 2019, donde el Ministerio de Minas y Energía seleccionó ocho proyectos de energías renovables, por 1.298 MW –VER DETALLES-

Y la del 26 de octubre del 2021, donde el Gobierno adjudicaba 4.595,67 MWh/día a 9 empresas, que en sus manos tenían 11 proyectos solares fotovoltaicos por 796,3 MW, a un precio promedio de 155,81 pesos colombianos por kWh (41,53 dólares por MWh al tipo de cambio de hoy) –VER DETALLES-.

Para conocer las justificaciones y alcances de la medida del Honorable Consejo de Estado sobre el sector energético, sus repercusiones en los inversionistas y si esta decisión tiene un efecto sobre la convocatoria que promueve el Gobierno para la subasta eólica marina, Energía Estratégica entrevistó al abogado experto en energía Manuel Gómez Fajardo, Asociado Senior de Cuatrecasas.

¿Cuál es su valoración sobre el fallo de anulación sobre las normas base de la primera y segunda subastas del contrato de largo plazo?

Es importante recalcar que este fallo realmente anuló el Decreto 570 de 2018 que sirve de fundamento al mecanismo de contratación de largo plazo, así como algunas de las Resoluciones que en su momento sirvieron de sustento a la convocatoria de la primera subasta en el 2019.

En cuanto a los fundamentos del fallo es de precisar que la nulidad del decreto no se dio por valoraciones de fondo, sino por haber sido expedido de manera irregular, esto es por haber pretermitido el requisito de surtir el trámite de abogacía de la competencia.

Lo anterior, en tanto que a pesar de contestarse el cuestionario de la Superintendencia de Industria y Comercio negativamente, no bastaba con una respuesta al mismo que careciera de motivación, sino que era necesario que dichas respuestas estuvieren motivadas y sustentadas en estudios de conformidad con el artículo 6 del Decreto 2897 de 2010.

Ahora bien, sin perjuicio de que el Consejo de Estado no aborda esa cuestión de manera directa, el mensaje de fondo puede ser el que al haber debido agotar el trámite de abogacía de la competencia, dicho decreto era susceptible de afectar las condiciones de competencia en el ejercicio de la actividad de generación de energía.

Lo anterior, en tanto hipotéticamente podían darse algunas de las siguientes consideraciones: tener como objeto o potencialmente tener como efecto la limitación del número o variedad de competidores en el mercado, y/o tener como objeto o potencialmente tener como efecto la limitación de la capacidad de las empresas para competir en uno o varios mercados relevantes, entre otros supuestos.

En cualquier caso, sin perjuicio de la actual irrelevancia de entrar en dicha discusión en este momento, lo cierto es que el Decreto 570 de 2018 per se no estaba limitando la participación en el mecanismo a generadores con tecnologías diferentes a las renovables no convencionales y, por el contrario, estaba generalmente diseñado para generadores de energía eléctrica, a pesar de que uno de sus objetivos fuera el de “[m]itigar los efectos de la variabilidad y cambio climático a través del aprovechamiento del potencial y la complementariedad de los recursos energéticos renovables disponibles, que permitan gestionar el riesgo de atención de la demanda futura de energía eléctrica” y que ello pudiere incidir sobre la manera en que estructuraban las subastas al amparo del mismo.

Así, es de mencionar que los actos administrativos que limitaron la participación a proyectos de fuentes no convencionales de energía renovable fueron resoluciones del Ministerio de Minas y Energía que fueron proferidas posteriormente (Resolución 40590 de 2019 y posteriores).

¿Qué está generando este fallo en los inversores de renovables?

La declaratoria de nulidad del Decreto 570 de 2018 genera incertidumbre sobre la disponibilidad futura de mecanismos estructurados por el Gobierno para que los desarrolladores de proyectos de renovables puedan tener a futuro ingresos de largo plazo que les permita financiar la ejecución de sus proyectos.

Así, muy a pesar de que, con fundamento en el artículo 296 de la Ley 1955 de 2019 y las resoluciones del Ministerio, los comercializadores están obligados a que el 10% de las compras de energía provengan de fuentes no convencionales de energías renovables a través de contratos de largo plazo, por fuera del escenario de las subastas resulta más difícil que se estructuren este tipo de contratos de manera que sean favorables para el desarrollo de dichos proyectos.

En consecuencia, sin tener el incentivo de esas subastas, muchos desarrolladores podrían ser más cautos en sus decisiones de inversión hasta que no se cuente con incentivos que les permitan acceder a ingresos por un período sostenido de tiempo.

No obstante, se ha indicado recientemente que el Gobierno podría estar trabajando en un mecanismo para sustituir el que existía al amparo del Decreto 570 de 2018.

Dicho mecanismo debería ser adoptado de manera célere (evidentemente cumpliendo con los requisitos de publicidad y abogacía de la competencia) para así dar señales regulatorias adecuadas que favorezcan la inversión en proyectos de renovables.

Lo anterior, teniendo en cuenta que además el “Colombia 2023 Energy Policy Review” de la Agencia Internacional de Energía recomienda (entre otros muchos asuntos) que, en un contexto de complementariedad de la matriz energética, es necesario proveer de predictibilidad a la inversión en energías renovables mediante el establecimiento de un cronograma y marco de subastas definido para la adjudicación de contratos de largo plazo de suministro de energía.

¿En qué plazos sería ideal que se lanzase el nuevo modelo?

En un plazo célere, pero necesario y suficiente para surtir los procedimientos de publicidad y de abogacía de la competencia, de tal manera que se evite una nueva demanda por expedición irregular del decreto que adopte el mecanismo.

Esto es, sin perjuicio de la urgencia y celeridad del mecanismo, éste debe ser expedido de tal manera que esté blindado contra cuestionamientos legales por expedición irregular.

Además, también se está generando un atraso con la subasta de Cargo por Confiabilidad… ¿qué opinión tiene sobre este tema?

Si bien es cierto que la subasta del cargo por confiabilidad no daba prioridad alguna a las fuentes renovables sobre otras tecnologías, también lo es que les permite a estos proyectos complementar sus modelos financieros mediante el aseguramiento de ingresos en el largo plazo.

Así las cosas, la modificación por segunda vez del cronograma podría levantar sospechas sobre la predictibilidad de este tipo de esquemas. Lo anterior, no sólo por la modificación de los cronogramas por parte de la Comisión de Regulación de Energía y Gas, sino también por el periodo de ingresos a los cuales pueden acceder los proyectos según la tipología de planta.

Así, mientras que una planta nueva puede acceder a cargo (ingresos nominados en dólares) por un período de 20 años, una planta en construcción puede acceder a un período de 10 años, y una existente apenas a un período anual.

Así, algunas plantas que con el cronograma inicial accederían a períodos de 20 años al ser nuevas o de 10 años al estar en construcción, con el cronograma modificado (por primera o segunda vez) pasarían a tener períodos de 10 años o 1 año al convertirse en plantas en construcción o existentes, según fuere el caso.

Lo anterior resulta inconveniente no sólo porque las modelaciones financieras se pudieron haber realizado con que los inversionistas y desarrolladores de estos proyectos iban a acceder a períodos de ingreso de cargo por confiabilidad superiores de conformidad con el cronograma inicial o con el cronograma implementado con la primera modificación, sino porque además en algunos casos (por no decir la mayoría) no estaban en condiciones de evitar esa transición de planta nueva a en construcción, o de planta en construcción a existente.

Lo anterior, teniendo en cuenta que, en virtud de la regulación de conexión (Resolución CREG 75 de 2021), dichas plantas tenían que avanzar en la ejecución de sus actividades para cumplir con sus curvas S, de manera que se impidiera la pérdida del punto de conexión, o, en el mejor de los casos, la ejecución parcial u obligación de incrementar su garantía de reserva de capacidad frente al sistema.

Así las cosas, los desarrolladores no sólo podrían estar viendo con escepticismo las condiciones y el momento en que accederán efectivamente a una asignación de cargo, sino que también podrían estar viendo afectadas algunas de las proyecciones financieras según las cuales desarrollan sus proyectos y toman decisiones de inversión, lo cual adicionalmente podría limitar su participación en la subasta del cargo.

¿El hecho de que ambos mecanismos (subasta a largo plazo y Cargo por Confiabilidad) se encuentren postergados genera mayor incertidumbres en inversores internacionales sobre Colombia?

De manera general, sí; pues la industria requiere de señales regulatorias que le permita garantizar un flujo de ingresos a largo plazo para así poder acceder a un retorno de inversión atractivo que les permita financiar sus proyectos y modelar sus ingresos.

De otra parte, tampoco contribuye con señales regulatorias adecuadas la regulación de la CREG relacionada con la asignación de puntos de conexión, la cual establece disposiciones contradictorias e inconclusas sobre la posibilidad de mantener el punto de conexión (aun ante el incumplimiento de la fecha de puesta en operación) cuando quiera que un proyecto tiene asignaciones de cargo o de contratos de largo plazo en la subasta de renovables, o tiene un avance de ejecución superior al 60%.

La conclusión antes de la Resolución CREG 101-20 de 2023 parecía ser favorable y proteger el punto de conexión, pero con posterioridad a dicha resolución, pareciera que ya no lo es tanto, pues no sólo pareciera que tener asignaciones de cargo o de contratos de largo plazo derivados de la subasta de renovables no blinda las asignaciones de capacidad de transporte, sino que es incierto si un avance superior al 60% de ejecución del proyecto permite al desarrollador mantener el punto de conexión.

Teniendo en cuenta que el Gobierno trabaja en pliegos de la subasta eólica marina. ¿Este mecanismo no se podrá poner en marcha hasta tanto se instrumente un nuevo mecanismo que reemplace la anulación de las normas base de la primera y segunda subastas del contrato de largo plazo?

No, porque el proceso competitivo de energía eólica off-shore no tiene como propósito la adjudicación de contratos de suministro de energía a largo plazo, ni tampoco tiene sustento en el Decreto 570 de 2018.

Por el contrario, el propósito de dicho proceso competitivo es la asignación de áreas sobre las cuales se otorgaría un permiso de ocupación temporal y, posteriormente, una eventual concesión marítima para la generación de energía eólica costa afuera.

Dicho permiso de ocupación temporal, que se otorgaría mediante acto administrativo como consecuencia del proceso competitivo, concedería al adjudicatario la exclusividad sobre un área determinada para el desarrollo de las actividades relacionadas con medición y recolección de datos e información para establecer la viabilidad del Proyecto.

Así, en caso de que el proyecto sea viable, permitiría adelantar las actividades necesarias para obtener las licencias y permisos requeridos para la construcción de dicho proyecto de generación eólica costa afuera.

De hecho, dicho permiso de ocupación temporal y la mencionada subasta tienen como fundamento la Resolución 40284 de 2022 que fue proferida conjuntamente entre el Ministerio de Minas y Energía y la Dirección General Marítima Colombiana (“DIMAR”), cuya validez no se discute en dicha sentencia del Consejo de Estado.

Por el contrario, la sentencia del Consejo de Estado antes mencionada lo que declaró nulo fue el Decreto 570 de 2018, por medio del cual se establecían los lineamientos de política pública para la contratación a largo plazo de proyectos de generación de energía eléctrica, así como algunas de las resoluciones relacionadas con la primera subasta de 2019.

Así, la declaratoria de nulidad del Decreto 570 de 2018 lo que afecta (mientras no se implemente un nuevo mecanismo) es la posibilidad de adelantar subastas para la asignación de contratos de largo plazo entre generadores y comercializadores, esto es, por ejemplo, subastas de renovables como las que, al amparo de dicha norma, se surtieron en 2019 y 2021.

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Adjudican el primer Laboratorio para la producción de Hidrógeno verde en una universidad peruana

Si bien aún no cuentan con una Estrategia Nacional de Hidrógeno Verde, académicos y actores de las esfera pública y privada trabajan articuladamente para avance de este vector energético en el país.

De hecho, la Asociación Peruana de Hidrógeno (H2 PERÚ) ya redactó su Hoja de Ruta donde estima que para el 2050, Perú podría desplegar hasta 12 GW de electrólisis con un costo meta de 1 USD/kg

En línea con estos objetivos, H2 Perú enfatiza en la importancia de invertir en investigación y desarrollo de proyectos piloto tanto en la producción como el consumo de hidrógeno verde en el Perú.

Un hito importante en este sentido, es la reciente adjudicación para el suministro e instalación del primer Laboratorio para la producción de Hidrógeno verde en las instalaciones de la Universidad Nacional de Ingeniería (UNI).

Gracias al partner Integrador H2 Core Systems GmbH -Alemania, representado en el país por BatechEnergy, el laboratorio cuenta con el primer Electrolizador Enapter de tecnología AEM (Membrana de Intercambio de Aniones) en Perú.

Este sistema H2 con sus sistema de gestión de la Energía EMS permitirá producir Hidrógeno Verde en los laboratorios de la UNI para la enseñanza a los ingenieros , técnicos y estudiantes del Perú.

En conversaciones con Energía Estratégica, Edmundo Farge, CEO de Batech Energy compañía que suministra Tecnologías para Sistemas en Hidrógeno en Perú destaca: “Este es un hito en el sistema energético para la capacitación de profesionales y estudiantes de todas las especialidades”. 

“La Universidad Nacional de Ingeniería es la universidad más renombrada de tecnología en Perú y es un orgullo que dicha casa de estudios adopte tecnología en Electrolizadores”, agrega .

De esta forma, Farge asegura que Perú , ya cuenta con Electrolizadores de tres tipos de tecnología y de diferentes ratios de producción .

 1.-Tecnología Alcalina (con agua menos de 20 microsiemens/cm y KOH al 20-30 % de concentracion) industrializada desde 1921.Para la empresa ENAEX productora de fertilizantes y emulsiones.

2.- Tecnología PEM (Membrana de Intercambio de Protones ) con agua desionizada menos a 1 microsiemens/ cm en la UNI

3.- Tecnología AEM (Membrana de Intercambio de Aniones) con agua y KOH menos 5% de concentración en la UNI

En este contexto, si bien en Latinoamérica la producción del vector energético se encuentra en etapas iniciales por sus altos costos y la necesidad de inversión en infraestructura, se están haciendo notables esfuerzos por avanzar en esta matriz. 

Sobre todo, teniendo en cuenta que el primer estudio nacional realizado en el 2021 por la Asociación Peruana de Hidrógeno (H2 Perú) posiciona al país como un posible líder mundial por su alto potencial renovable, y su ubicación geográfica estratégica en el Cono Sur.

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El GWEC aporta los principales ejes para el despliegue de las renovables en Argentina

A menos de un mes para las elecciones presidenciales de Argentina, Ramón Fiestas, presidente para Latinoamérica del Global Wind Energy Council (GWEC), analizó las necesidades generales que necesita el país para el despliegue de las energías renovables y qué deberían considerar las propuestas de gobierno de los candidatos en carrera. 

“Es fundamental que se encuentre el camino de una normalización económica y reconducir los indicadores más deteriorados. Si ello ocurriera, serían muy potentes las señales lanzadas a los mercados de capitales y financieros, lo que generaría una confianza en la inversión y funcionaría como rampa para el sector de las renovables”, sostuvo en conversación exclusiva con Energía Estratégica. 

“Al mismo tiempo, una cuestión crítica es la política cambiaria y aduanera, ya que si no pueden realizar inversiones en moneda extranjera porque no se pueden repatriar beneficios a ese mismo tipo de cambio, ni importar componentes y/o insumos (tanto nuevos parques como para aquellos ya operativos que necesitan mantenimiento) por razones aduaneras o fiscales, no ayuda al desarrollo de los proyectos ni al atractivo de esas inversiones”, agregó. 

De igual manera, si se desea una mayor expansión de las renovables, el presidente para LATAM del GWEC apuntó a la importancia de contar con una política energética “coherente” con las necesidades actuales y futuras del país, y que las mismas estén alineadas con las tendencias globales. 

Y si bien a lo largo del último año se ha visto un mayor esfuerzo por parte de la administración vigente por destrabar cuellos de botella del sistema de transporte y de avanzar en licitaciones de generación limpia, el análisis se hace también para aquellos nombres más fuertes de cara a las elecciones del 22 de octubre. 

“Los partidos políticos con más posibilidades de gobernar a partir del 10 de diciembre, tienen a las renovables como parte de sus programas y contemplan la necesidad de introducirlas en la matriz. Pero en cierto punto desconcierta ver que el desarrollo del gasoducto Vaca Muerta eclipsa una visión más completa y de largo plazo del sector energético de Argentina”, expresó Ramón Fiestas.

“Está en la mayoría de los programas y eso es una visión corta, dado que el gran potencial del país con capacidad inmediata para su instalación está en el viento y el sol. Son los recursos que Argentina debería explotar efusivamente como se pretende hacer con Vaca Muerta. Es decir, que lo que eclipse la política energética sea desarrollar las renovables y no los fósiles”, subrayó.

¿Cómo interpretan la propuesta energética de Javier Milei? 

La postura del candidato de La Libertad Avanza sobre la mitigación del cambio climático ha sido una de las mayores controversias dadas con respecto a los lineamientos energéticos, a tal punto que generó ciertos cruces con Sergio Massa y Patricia Bullrich. 

Si bien el actual diputado nacional manifestó rechazo al avance del calentamiento global y negó que el cambio climático existiera en diversas oportunidades, Energía Estratégica conversó con Eduardo Rodríguez Chirillo, principal referente energético de Javier Milei, quien planteó que “deben ser honradas” las metas de la Ley N° 27191, al igual que los compromisos en el marco del Acuerdo de París. 

Este hecho no pasó desapercibido por el presidente para LATAM del GWEC, quien aseguró que la industria y los inversores internacionales atienden más a la coherencia de los programas en su conjunto y a la solvencia de los equipos, que a las proclamas en las contiendas electorales. 

Y también ha tenido ocasión de reunirse con Rodríguez Chirillo para conocer en detalle las diferencias de la propuesta de la formación política que representa, constatando su coherencia para cumplir con los compromisos de reducción de emisiones y de transición hacia la descarbonización del sector energético, en el marco de lo que ha denominado una “política de país”, donde tiene cabida el desarrollo de las energías renovables para dar cumplimiento a las metas nacionales de consumo de energías renovables. 

Asimismo, agregó que el próximo Gobierno tendrá la necesidad actualizar esas metas tanto por el hecho de que estas expiran en 2025, como por coherencia para adecuarlas al nivel de ambición climática de Argentina en su alineamiento con la Comunidad internacional. 

“Estaremos atentos al rumbo que decida tomar Argentina en las próximas semanas y en todo caso tenemos la intención de seguir cooperando para contribuir y ayudar a que el proceso de inversiones en energías renovables pueda generar crecimiento económico y prosperidad en el país y para que recupere la dinámica que precisa Argentina para situarse en la senda de su compromisos nacionales e internacionales, señalado las aportaciones superiores a 2.000MUSD anuales que la energía eólica puede representar mediante una cadena de suministro ya arraigada en la Argentina”, aclaró. 

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3 GW en cartera: un productor independiente busca liderar el mercado renovable chileno

Las empresas del sector energético de Chile continúan desarrollando proyectos renovables que permitan descarbonizar aún más la matriz, a pesar que hoy en día el escenario está atravesado por una serie de trámites regulatorios y que la industria enfrente retos en cuanto a vertimientos y avances de las redes de transmisión en distintos puntos del país. 

Tal es así que Atlas Renewable Energy dio a conocer su cartera de proyectos y tecnologías en desarrollo con los que prevén colaborar con las metas climáticas establecidas para el 2030 y cómo abordan la competitividad de Chile como destino de inversiones en energía limpia. 

“Tenemos contratos firmados para desarrollo y operación de tres parques eólicos y estamos preparándonos con un pipeline de aproximadamente 3000 MW para enfrentar el crecimiento futuro de la industria renovable, donde esperamos estar presentes”, detalló Alfredo Solar, gerente general de la compañía, durante un video publicado en las redes sociales. 

El portafolio eólico de la firma creada en 2017 es aquel denominado “Alpaca”, el cual consta de tres centrales emplazadas en las regiones de Maule, La Araucanía y Los Lagos, y que se espera entren en operación durante el año 2025. 

“Alpaca” contempla una inversión aproximada de 500 millones de dólares para la instalación de 417 MW de capacidad total. Y la energía generada se destinará para el abastecimiento del contrato PPA de largo plazo con Enel Generación Chile S.A. por un volumen de 1.300 GWh-año.

Mientras que en materia solar, la empresa multinacional vende energía tanto a clientes regulados como a compañías mineras o industriales y cuenta con tres plantas fotovoltaicas operativas en Chile, que suman más de 420 MW de potencia: 

PS Quilapilún, de 127 MW de capacidad cerca de Santiago, y que se contrató durante la primera licitación regulada
PS Javiera, de 69,5 MW en Chañaral, suministra energía a la Minera Los Pelambres. 
PS Sol del Desierto, de 230 MW en Calama, que suministrará energía solar a ENGIE durante los próximos 15 años. 

“También estamos muy avanzados en el desarrollo e implementación de grandes baterías tipo BESS (Battery Energy Storage System) en el norte de Chile y creemos que componente importante en el futuro de las renovables”, complementó Alfredo Solar . 

“Vamos bien encaminados en el desarrollo del almacenamiento de energía y Chile terminará siendo pionera en la materia. Hay dos partes en el mundo donde se dan acontecimientos similares, como lo son California y Chile en el sentido de mucha instalación de energía solar, restricción de la red y la necesidad de poner baterías”, agregó.

Cabe recordar que ese tipo de proyectos podrían encontrar una ventana de oportunidad en licitación de suministro 2023, confirmada por la Comisión Nacional de Energía (CNE) en mayo del corriente año y en la que se subastará un total de 5.400 GWh para abastecer los consumos de los clientes regulados del Sistema Eléctrico Nacional, a partir de los años 2027 y 2028 hasta 2046 y 2047, respectivamente. 

En tanto que en el caso del storage, otro negocio podría darse a partir del proyecto de ley de transición energética que impulsa el Poder Ejecutivo y con el que se planea llevar adelante una mega licitación de almacenamiento de 2000 millones de dólares y que esos sistemas inicien operación a fines de 2026.

Aunque para la concreción de ese tipo de iniciativas, el gerente general de Atlas Renewable Energy puso la mirada en la importancia de avanzar en el ámbito regulatorio y de lograr certidumbre para el mercado.

“Viene una etapa en la que la regulación se debe adaptar para que estos elementos se integren a la red, porque la batería no es una central generadora sino almacenamiento, entonces de alguna manera hay otras donde se carga y otras donde se descarga. Y eso debe tener reglas claras, como por ejemplo quién la opera, cómo lo hace y cómo se obtienen los ingresos”, apuntó. 

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CADER realizará una Plenaria para consensuar una hoja de ruta de transición energética en Argentina

La Cámara Argentina de Energías Renovables (CADER) llevará a cabo una Plenaria de Transición Energética este jueves 29 de septiembre en formato híbrido, con el objetivo de abordar el documento titulado «Propuesta legislativa integral para la Transición Energética en Argentina y su aprovechamiento como oportunidad de desarrollo».

El mismo fue elaborado por la propia CADER y propone englobar el desarrollo de todo el sector hacia una matriz más limpia y sustentable y en concebir un plan estratégico integral. 

“Buscamos tener un documento que sea lo que el sector energético público y privado le plantean a las próximas autoridades ejecutivas y legislativas, ya sean oficialistas o de oposición, para enero 2024 sobre el escritorio del nuevo secretario de Energía”, explicó Marcelo Álvarez, miembro de la Comisión Directiva y coordinador del Comité de Energía Solar FV de CADER.. 

“Y si tenemos eco con gobierno y oposición, ir al escenario de máxima con una ley de transición energética; aunque si no lo hay, como mínimo lograr la construcción de una Hoja de Ruta (HdR) para buscar financiamiento climático, con el marco regulatorio nacional lo más mejorado posible sin tratamiento parlamentario”, agregó en conversación con Energía Estratégica. 

Además, durante la Plenaria se hará la división en mesas de trabajo abiertas para la participación de  diferentes organismos y entidades de interés (coordinadores a determinar), con objetivos específicos para generar un documento transversal que represente la demanda de política de estado para el sector, con escenarios 2030 y 2050. 

Está previsto que tales grupos definan y elaboren propuestas concretas que contribuyan a impulsar la transición energética en Argentina, a fin de que en los próximos meses esté listo el instrumento que “resulte del consenso del sector energético y que facilite los debates políticos en torno al mismo”, considerando el escenario electoral actual. 

Cabe recordar que los comicios por la presidencia de Argentina se llevarán a cabo el domingo 22 de octubre y los tres principales nombres que pican en punta para hacerse con el Sillón de Rivadavia son Sergio Massa por Unión por la Patria, Patricia Bullrich por Juntos por el Cambio, y Javier Milei por La Libertad Avanza. 

Y todos ellos poco a poco presentaron su plan energético, el rol que podrían ocupar las renovables en la ecuación, cómo proyectan la evolución del mercado y los mecanismos destinados al mismo, entre otros puntos. 

Origen de la iniciativa de CADER

Esta no es la primera vez que la Cámara Argentina de Energías Renovables menciona el proyecto de ley de transición energética. Si bien Energía Estratégica ya había anticipado la jugada a fines del año pasado (ver nota), desde CADER explicaron en profundidad los motivos de esta propuesta. 

“Las energías renovables son más baratas, generan más empleo y bajan emisiones GEI. Pero el problema es el financiamiento y la economía argentina no producirá por sí sola la cantidad de capital que hace falta para la descarbonización 2050. Y para poder buscar el financiamiento climático, en general se pide una hoja de ruta y un marco regulatorio que estimule la diversificación, la descentralización y la descarbonización, entre otros procesos”, comentó Álvarez. 

“En ese contexto, el diagnóstico del Comité de Legales de CADER determinó que Argentina no posee una estrategia nacional y su estructura jurídica es vulnerable. Es decir que si se desea financiamiento, se requiere un marco regulatorio más fuerte y una HdR que permita mostrar que se harán los deberes. Por lo que ello nos llevó a hacer un primer borrador de esquema de los términos referencia que debieran tener ambos documentos y empezamos a hablar con todos los stakeholders y miembros del mercado, tanto de la oferta como de la demanda”, añadió. 

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Soltec cierra 2,3 GW en contratos y prevé un destacado crecimiento en la segunda mitad del año

Soltec ha cerrado el primer semestre del año con unos ingresos de 184,5 millones de euros, un EBITDA de -10,2 millones de euros y un resultado neto de -14,4 millones de euros.

Por trimestres, de abril a junio se registraron unos ingresos consolidados de 107,8 millones de euros y un EBITDA ajustado de -5,6 millones de euros, confirmando la estacionalidad del ejercicio 2023, tal y como la compañía esperaba y trasladó desde el comienzo del año.

División industrial: un año que va de menos a más

La división industrial (Soltec Industrial) continúa reflejando el alto valor añadido de los seguidores solares y su alta demanda a nivel global, habiendo suministrado más de 1 GW en el primer semestre del año, y alcanzando un track record acumulado de 17 GW.

Los ingresos de la división industrial alcanzaron los 174,8 millones de euros en el primer semestre del año, y los 103,5 millones de euros en el segundo trimestre, con un margen de EBITDA del -4,3%.

La estacionalidad del negocio se ve reflejada en estos resultados y se debe fundamentalmente a la extensión en los plazos de ciertos procesos administrativos en España y la publicación de las directrices de la ley de Reducción de la Inflación (IRA) en Estados Unidos.

En cuanto a los indicadores operativos de la división, los números reflejan la positiva evolución del ejercicio, con un comienzo moderado y una tendencia ascendente a lo largo de los meses, en beneficio de un segundo semestre claramente fortalecido.

La compañía ha firmado más de 55 contratos de suministro de seguidores solares a nivel global, desde enero hasta el 15 de septiembre. Ello supone más de 2,3 GW (286 millones de euros) de contratos de suministro de proyectos.

Adicionalmente, la firma cuenta con más de 2 GW de contratos en negociaciones muy avanzadas, con cierre inminente, que se localizan en mercados en los que cuenta con capacidad de fabricación local, lo que posibilita una gran flexibilidad a la hora de realizar el suministro.

El backlog (contratos firmados pendientes de ejecución) alcanzó los 412 millones de euros a cierre de agosto, mientras que el pipeline registró 16.925 millones de euros y 140.982 MW a cierre de junio.

Por mercados, Europa representó un 34% de la facturación en el primer semestre del año, Estados Unidos un 21%, y Latam un 45%.

Reforzando la presencia en Estados Unidos

Estados Unidos es, en la actualidad, el principal mercado de seguidores solares, representando cerca del 50% del suministro de seguidores a nivel global.

Soltec, ha reforzado su posicionamiento en la región, y actualmente cuenta con un equipo con gran experiencia, una oficina en Florida, un centro logístico en Texas y un sólido track record en la región de más de 2 GW.

La compañía espera que los ingresos en Estados Unidos aumenten progresivamente, transitando del 25% (a cierre de 2022) al 50% en 2025.

División de desarrollo

La división de desarrollo de proyectos fotovoltaicos (Soltec Desarrollo) ha cerrado el primer semestre del año con un pipeline de 14 GW de proyectos en diferentes grados de desarrollo en ocho países.

Por grado de desarrollo, la compañía cuenta con 488 MW en backlog, 3.383 MW se encuentran en estado avanzado, 2.333 MW en fase inicial de desarrollo y 7.710 MW de oportunidades identificadas.

Por países, Brasil cuenta con 6.279 MW, Italia 2.706 MW. España 2.331 MW, Colombia 1.234 MW, Dinamarca 733 MW, México 375 MW, Rumanía 156 MW y Estados Unidos 100 MW.

La división de desarrollo de proyectos se caracteriza por los acuerdos de desarrollo que se mantienen con distintos socios en las principales regiones:

En España, cuenta con Total como socio para el desarrollo de forma conjunta de 468 MW. Soltec mantiene una participación en los proyectos del 35%, mientras que Total cuenta con un 65%.
En Italia, Soltec mantiene un acuerdo de co-desarrollo con Aquila Capital para el desarrollo conjunto de 1,2 GW en el país. En este caso, Soltec cuenta con un 49% de participación en los proyectos, y Aquila Capital con un 51%.
En Italia la compañía también cuenta con un acuerdo con ACEA para el desarrollo conjunto de 340 MW, con una participación del 49%.

Cabe destacar que, durante el primer semestre, la compañía ha obtenido en España declaraciones de impacto ambiental (DIA) favorables para 549 MW y Autorizaciones Administrativas Previas (AAP) para 508 MW correspondientes a proyectos en Murcia, Comunidad Valenciana y Galicia.

A lo largo de los seis primeros meses del año, Soltec ha logrado vender 384 MW de proyectos en desarrollo. De ellos, 130 MW han correspondido a activos vendidos en Colombia y 254 MW a activos vendidos a la división de gestión de activos.

División de gestión de activos

A través de Soltec Assets, la firma avanza en la obtención de un flujo de ingresos adicional procedente de la venta de energía que proporcione recurrencia, solidez y estabilidad a la compañía. Durante el primer semestre, la división ha obtenido ingresos por 5 millones de euros y un EBITDA de 4 millones de euros.

Actualmente, la compañía ya cuenta con 230 MW en operación:  112,5 MW en Brasil (Pedranópolis), 112,5 MW en Brasil (Araxá) y 4,5 MW en España (La Asomada).

Por otro lado, la compañía cuenta con tres proyectos en fases muy avanzadas de construcción en España: La Isla (4,5 MW), Los Valientes I y II (14,9 MW) y Totana IV (5,5 MW).

Recientemente, Soltec ha firmado un nuevo PPA para el desarrollo de 5 proyectos en España que alcanzan los 29,4 MW, con una compañía con grado de inversión.

En el mes de enero de 2023, Soltec anunció la firma de un acuerdo de financiación de 100 millones de euros con el fondo de crédito asesorado por Incus Capital para financiar su negocio de gestión y explotación de activos renovables (Soltec Assets).

Con esta operación, Soltec busca poner en valor y acelerar el crecimiento de esta división dedicada a la inversión, explotación y gestión de infraestructuras de energías renovables. Además, garantiza la construcción y puesta en operación de una parte de los proyectos que tiene la división de desarrollo en cartera, principalmente en Europa (España e Italia) y Brasil.

Una compañía única, que cotiza con un fuerte descuento

La compañía actualmente cotiza a 3,3 euros/acción (a cierre del 25 de septiembre de 2023), manteniendo un precio objetivo de consenso, en base a las estimaciones de los siete analistas financieros que cubren la compañía, de 6,4 euros, lo que representa un potencial de revalorización de 96%.

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