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Por no actualizar el impuesto a los combustibles, el Estado ya perdió un punto del PBI de recaudación

El gobierno volvió a postergar la actualización del impuesto a los combustibles líquidos (ICL) y al dióxido de carbono (CO2) para evitar un impacto en el precio de las naftas y el gasoil y que, a su vez, presione a la inflación. Lo hizo mediante el decreto 168/2023 publicado este viernes en el Boletín Oficial. En los hechos, el Poder Ejecutivo congeló los impuestos hasta el 1° de julio para el tercer y cuarto trimestre de 2021, todo el 2022 y el primer trimestre de 2023. Por la postergación a la suba de los impuestos a los combustibles, el Estado perdió más de US$ 3.600 millones de recaudación, según estimaciones de la consultora Economía & Energía.

Los impuestos a los combustibles se actualizan trimestralmente según el índice de inflación del INDEC. Pero en los últimos años el gobierno congeló los impuestos para evitar que impacten en los precios de los combustibles, ya que las petroleras suelen trasladar de manera automática el ajuste impositivo a los surtidores.

El Estado se perdió de recaudar US$ 480 millones en 2021, US$ 1.800 millones en todo 2022 y US$ 585 millones en el primer trimestre de 2023 por la ampliación de la brecha entre el valor real del impuesto y lo que correspondería según normativa. Pero se suma lo que no recauda del segundo trimestre de 2023, ya que la actualización se postergó hasta julio, lo que sumaría un monto similar al primer trimestre del año.

Estimación  

Para estimar la pérdida de recaudación, la consultora Economía & Energía considera los montos del ICL y CO2 publicados por AFIP para cada mes y le descuenta la mezcla por ley de los biocombustibles (no gravados), las ventas de naftas en el sur del país (zona exenta) y las ventas de gasoil en el sur del país (con monto diferenciado del ICL), multiplicados por el volumen total de ventas de naftas y gasoil (excluyendo usinas, petroquímica y bunker internacional).

El gobierno postergó cuatro veces la actualización del impuesto a los combustibles en 2021 y tres en 2022. La última postergación terminaba este 31 de marzo. Economía & Energía estimó que si el gobierno actualizara los montos del impuesto deberían subir un 137% a partir de este sábado 1° de abril.

El decreto

El decreto de la nueva postergación está firmado por el presidente Alberto Fernández, el jefe de Gabinete, Agustín Rossi, y el ministro de Transporte, Diego Giuliano. En los considerandos señala que “debe tenerse en cuenta que tratándose de impuestos al consumo, y dado que la demanda de los combustibles líquidos es altamente inelástica, las variaciones en los impuestos se trasladan en forma prácticamente directa a los precios finales de los combustibles”.

Y que “en línea con las medidas instrumentadas hasta la fecha, y con el fin de asegurar una necesaria estabilización y una adecuada evolución de los precios, resulta razonable, para la nafta sin plomo, la nafta virgen y el gasoil, postergar hasta el 1° de julio del año 2023 los efectos de los incrementos en los montos de los impuestos”.

La entrada Por no actualizar el impuesto a los combustibles, el Estado ya perdió un punto del PBI de recaudación se publicó primero en EconoJournal.

, Roberto Bellato

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Por no actualizar el impuesto a los combustibles, el Estado ya perdió un punto del PBI de recaudación

El gobierno volvió a postergar la actualización del impuesto a los combustibles líquidos (ICL) y al dióxido de carbono (CO2) para evitar un impacto en el precio de las naftas y el gasoil y que, a su vez, presione a la inflación. Lo hizo mediante el decreto 168/2023 publicado este viernes en el Boletín Oficial. En los hechos, el Poder Ejecutivo congeló los impuestos hasta el 1° de julio para el tercer y cuarto trimestre de 2021, todo el 2022 y el primer trimestre de 2023. Por la postergación a la suba de los impuestos a los combustibles, el Estado perdió más de US$ 3.600 millones de recaudación, según estimaciones de la consultora Economía & Energía.

Los impuestos a los combustibles se actualizan trimestralmente según el índice de inflación del INDEC. Pero en los últimos años el gobierno congeló los impuestos para evitar que impacten en los precios de los combustibles, ya que las petroleras suelen trasladar de manera automática el ajuste impositivo a los surtidores.

El Estado se perdió de recaudar US$ 480 millones en 2021, US$ 1.800 millones en todo 2022 y US$ 585 millones en el primer trimestre de 2023 por la ampliación de la brecha entre el valor real del impuesto y lo que correspondería según normativa. Pero se suma lo que no recauda del segundo trimestre de 2023, ya que la actualización se postergó hasta julio, lo que sumaría un monto similar al primer trimestre del año.

Estimación  

Para estimar la pérdida de recaudación, la consultora Economía & Energía considera los montos del ICL y CO2 publicados por AFIP para cada mes y le descuenta la mezcla por ley de los biocombustibles (no gravados), las ventas de naftas en el sur del país (zona exenta) y las ventas de gasoil en el sur del país (con monto diferenciado del ICL), multiplicados por el volumen total de ventas de naftas y gasoil (excluyendo usinas, petroquímica y bunker internacional).

El gobierno postergó cuatro veces la actualización del impuesto a los combustibles en 2021 y tres en 2022. La última postergación terminaba este 31 de marzo. Economía & Energía estimó que si el gobierno actualizara los montos del impuesto deberían subir un 137% a partir de este sábado 1° de abril.

El decreto

El decreto de la nueva postergación está firmado por el presidente Alberto Fernández, el jefe de Gabinete, Agustín Rossi, y el ministro de Transporte, Diego Giuliano. En los considerandos señala que “debe tenerse en cuenta que tratándose de impuestos al consumo, y dado que la demanda de los combustibles líquidos es altamente inelástica, las variaciones en los impuestos se trasladan en forma prácticamente directa a los precios finales de los combustibles”.

Y que “en línea con las medidas instrumentadas hasta la fecha, y con el fin de asegurar una necesaria estabilización y una adecuada evolución de los precios, resulta razonable, para la nafta sin plomo, la nafta virgen y el gasoil, postergar hasta el 1° de julio del año 2023 los efectos de los incrementos en los montos de los impuestos”.

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El gobierno volvió a postergar la actualización del impuesto a los combustibles líquidos (ICL) y al dióxido de carbono (CO2) para evitar un impacto en el precio de las naftas y el gasoil y que, a su vez, presione a la inflación. Lo hizo mediante el decreto 168/2023 publicado este viernes en el Boletín Oficial. En los hechos, el Poder Ejecutivo congeló los impuestos hasta el 1° de julio para el tercer y cuarto trimestre de 2021, todo el 2022 y el primer trimestre de 2023. Por la postergación a la suba de los impuestos a los combustibles, el Estado perdió más de US$ 3.600 millones de recaudación, según estimaciones de la consultora Economía & Energía.

Los impuestos a los combustibles se actualizan trimestralmente según el índice de inflación del INDEC. Pero en los últimos años el gobierno congeló los impuestos para evitar que impacten en los precios de los combustibles, ya que las petroleras suelen trasladar de manera automática el ajuste impositivo a los surtidores.

El Estado se perdió de recaudar US$ 480 millones en 2021, US$ 1.800 millones en todo 2022 y US$ 585 millones en el primer trimestre de 2023 por la ampliación de la brecha entre el valor real del impuesto y lo que correspondería según normativa. Pero se suma lo que no recauda del segundo trimestre de 2023, ya que la actualización se postergó hasta julio, lo que sumaría un monto similar al primer trimestre del año.

Estimación  

Para estimar la pérdida de recaudación, la consultora Economía & Energía considera los montos del ICL y CO2 publicados por AFIP para cada mes y le descuenta la mezcla por ley de los biocombustibles (no gravados), las ventas de naftas en el sur del país (zona exenta) y las ventas de gasoil en el sur del país (con monto diferenciado del ICL), multiplicados por el volumen total de ventas de naftas y gasoil (excluyendo usinas, petroquímica y bunker internacional).

El gobierno postergó cuatro veces la actualización del impuesto a los combustibles en 2021 y tres en 2022. La última postergación terminaba este 31 de marzo. Economía & Energía estimó que si el gobierno actualizara los montos del impuesto deberían subir un 137% a partir de este sábado 1° de abril.

El decreto

El decreto de la nueva postergación está firmado por el presidente Alberto Fernández, el jefe de Gabinete, Agustín Rossi, y el ministro de Transporte, Diego Giuliano. En los considerandos señala que “debe tenerse en cuenta que tratándose de impuestos al consumo, y dado que la demanda de los combustibles líquidos es altamente inelástica, las variaciones en los impuestos se trasladan en forma prácticamente directa a los precios finales de los combustibles”.

Y que “en línea con las medidas instrumentadas hasta la fecha, y con el fin de asegurar una necesaria estabilización y una adecuada evolución de los precios, resulta razonable, para la nafta sin plomo, la nafta virgen y el gasoil, postergar hasta el 1° de julio del año 2023 los efectos de los incrementos en los montos de los impuestos”.

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El gobierno volvió a postergar la actualización del impuesto a los combustibles líquidos (ICL) y al dióxido de carbono (CO2) para evitar un impacto en el precio de las naftas y el gasoil y que, a su vez, presione a la inflación. Lo hizo mediante el decreto 168/2023 publicado este viernes en el Boletín Oficial. En los hechos, el Poder Ejecutivo congeló los impuestos hasta el 1° de julio para el tercer y cuarto trimestre de 2021, todo el 2022 y el primer trimestre de 2023. Por la postergación a la suba de los impuestos a los combustibles, el Estado perdió más de US$ 3.600 millones de recaudación, según estimaciones de la consultora Economía & Energía.

Los impuestos a los combustibles se actualizan trimestralmente según el índice de inflación del INDEC. Pero en los últimos años el gobierno congeló los impuestos para evitar que impacten en los precios de los combustibles, ya que las petroleras suelen trasladar de manera automática el ajuste impositivo a los surtidores.

El Estado se perdió de recaudar US$ 480 millones en 2021, US$ 1.800 millones en todo 2022 y US$ 585 millones en el primer trimestre de 2023 por la ampliación de la brecha entre el valor real del impuesto y lo que correspondería según normativa. Pero se suma lo que no recauda del segundo trimestre de 2023, ya que la actualización se postergó hasta julio, lo que sumaría un monto similar al primer trimestre del año.

Estimación  

Para estimar la pérdida de recaudación, la consultora Economía & Energía considera los montos del ICL y CO2 publicados por AFIP para cada mes y le descuenta la mezcla por ley de los biocombustibles (no gravados), las ventas de naftas en el sur del país (zona exenta) y las ventas de gasoil en el sur del país (con monto diferenciado del ICL), multiplicados por el volumen total de ventas de naftas y gasoil (excluyendo usinas, petroquímica y bunker internacional).

El gobierno postergó cuatro veces la actualización del impuesto a los combustibles en 2021 y tres en 2022. La última postergación terminaba este 31 de marzo. Economía & Energía estimó que si el gobierno actualizara los montos del impuesto deberían subir un 137% a partir de este sábado 1° de abril.

El decreto

El decreto de la nueva postergación está firmado por el presidente Alberto Fernández, el jefe de Gabinete, Agustín Rossi, y el ministro de Transporte, Diego Giuliano. En los considerandos señala que “debe tenerse en cuenta que tratándose de impuestos al consumo, y dado que la demanda de los combustibles líquidos es altamente inelástica, las variaciones en los impuestos se trasladan en forma prácticamente directa a los precios finales de los combustibles”.

Y que “en línea con las medidas instrumentadas hasta la fecha, y con el fin de asegurar una necesaria estabilización y una adecuada evolución de los precios, resulta razonable, para la nafta sin plomo, la nafta virgen y el gasoil, postergar hasta el 1° de julio del año 2023 los efectos de los incrementos en los montos de los impuestos”.

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Por no actualizar el impuesto a los combustibles, el Estado ya perdió un punto del PBI de recaudación

El gobierno volvió a postergar la actualización del impuesto a los combustibles líquidos (ICL) y al dióxido de carbono (CO2) para evitar un impacto en el precio de las naftas y el gasoil y que, a su vez, presione a la inflación. Lo hizo mediante el decreto 168/2023 publicado este viernes en el Boletín Oficial. En los hechos, el Poder Ejecutivo congeló los impuestos hasta el 1° de julio para el tercer y cuarto trimestre de 2021, todo el 2022 y el primer trimestre de 2023. Por la postergación a la suba de los impuestos a los combustibles, el Estado perdió más de US$ 3.600 millones de recaudación, según estimaciones de la consultora Economía & Energía.

Los impuestos a los combustibles se actualizan trimestralmente según el índice de inflación del INDEC. Pero en los últimos años el gobierno congeló los impuestos para evitar que impacten en los precios de los combustibles, ya que las petroleras suelen trasladar de manera automática el ajuste impositivo a los surtidores.

El Estado se perdió de recaudar US$ 480 millones en 2021, US$ 1.800 millones en todo 2022 y US$ 585 millones en el primer trimestre de 2023 por la ampliación de la brecha entre el valor real del impuesto y lo que correspondería según normativa. Pero se suma lo que no recauda del segundo trimestre de 2023, ya que la actualización se postergó hasta julio, lo que sumaría un monto similar al primer trimestre del año.

Estimación  

Para estimar la pérdida de recaudación, la consultora Economía & Energía considera los montos del ICL y CO2 publicados por AFIP para cada mes y le descuenta la mezcla por ley de los biocombustibles (no gravados), las ventas de naftas en el sur del país (zona exenta) y las ventas de gasoil en el sur del país (con monto diferenciado del ICL), multiplicados por el volumen total de ventas de naftas y gasoil (excluyendo usinas, petroquímica y bunker internacional).

El gobierno postergó cuatro veces la actualización del impuesto a los combustibles en 2021 y tres en 2022. La última postergación terminaba este 31 de marzo. Economía & Energía estimó que si el gobierno actualizara los montos del impuesto deberían subir un 137% a partir de este sábado 1° de abril.

El decreto

El decreto de la nueva postergación está firmado por el presidente Alberto Fernández, el jefe de Gabinete, Agustín Rossi, y el ministro de Transporte, Diego Giuliano. En los considerandos señala que “debe tenerse en cuenta que tratándose de impuestos al consumo, y dado que la demanda de los combustibles líquidos es altamente inelástica, las variaciones en los impuestos se trasladan en forma prácticamente directa a los precios finales de los combustibles”.

Y que “en línea con las medidas instrumentadas hasta la fecha, y con el fin de asegurar una necesaria estabilización y una adecuada evolución de los precios, resulta razonable, para la nafta sin plomo, la nafta virgen y el gasoil, postergar hasta el 1° de julio del año 2023 los efectos de los incrementos en los montos de los impuestos”.

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, Roberto Bellato

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Cómo se inserta el proyecto de GNL que impulsa Massa en medio de la profunda reforma de los mercados energéticos de Europa

*Por José Luis Sureda

El artículo 1 del proyecto dice “Declárase de interés público nacional y como objetivo prioritario de la República Argentina la licuefacción de gas natural con destino a la exportación de Gas Natural Licuado (GNL) y sus actividades asociadas, vinculadas con su almacenamiento, comercialización y transporte”. Por lo tanto, el sector upstream queda fuera del alcance de la ley. Esto es razonable para la producción de gas asociado al petróleo y para gas húmedo, donde la producción de líquidos cubre todos los costos. Pero no lo es para la ventana de gas seco.

Argentina venderá su LNG a precios internacionales mediante una fórmula que incluya un cargo fijo para garantizar el repago de las instalaciones. No somos USA, no tenemos un mercado líquido y profundo como para vender a precio boca de pozo más los cargos fijos. Venderemos a TTF (el precio que marca al gas y el LNG en Europa), que es un mercado muy líquido. La Unión Europea está en el medio de una profunda reforma de sus mercados energéticos y, entre otras cosas, analiza poner un “cap” al precio TTF en el mercado de futuros. Ya se está organizando un mercado “desregulado” para el TTF en Londres.

O venderemos a JKM (el marcador de precios para Japón, Corea, Taiwan y China). Este es un precio menos líquido que el TTF, entre otras cosas porque las ventas bajo contratos de largo plazo tienen una gran participación. Y por supuesto que para las ventas spot habrá que mirar ambos precios para arbitrar exitosamente.

En todo caso el “riesgo precio” lo tomará el gas natural en boca de pozo. Los riesgos en la boca de pozo también impactarán en las regalías por lo que las provincias productoras deberían mirar esta cuestión al momento de considerar los beneficios de la ley.

No sería extraño que a Neuquén le convenga entrar al mercado de futuros para hacer un hedging de sus regalías (una suerte de fondo de estabilización), como seguramente lo harán los vendedores de LNG y los de gas natural.

La segunda cuestión relevante se refiere a la santidad de los contratos. El artículo 26 reza: “Los beneficiarios gozarán de la garantía de transporte y suministro de gas natural destinado a la ejecución del proyecto. Los contratos de transporte y suministro de gas natural asociados al proyecto no podrán ser afectados por ningún tipo de medidas que establezcan preferencias en la asignación de la producción de hidrocarburos, la interrupción de su suministro y/o transporte, redireccionamientos, o medidas de intervención en las condiciones de su comercialización, sea directa o indirectamente”.

Este artículo es verdaderamente inquietante porque supone que la autoridad sí podría afectar a los contratos destinados a satisfacer al mercado interno.

En su artículo 27 puede leerse: “…se considerará que la exportación de GNL no afectará adversamente el normal abastecimiento interno del país cuando: el proyecto prevea el compromiso de inversión de los solicitantes de a) desarrollar uno o más yacimientos dedicados operados por los beneficiarios o bajo contrato de suministro de largo plazo; (ii) construir uno o más ductos como parte del proyecto dedicados al transporte de gas natural hasta la planta de licuefacción (en tierra o flotante)…”.

El concepto de yacimiento dedicado es restrictivo y supone que los yacimientos de gas seco serán los únicos “exportables” Esto no está alineado con la situación en el upstream, ya que muchos productores poseen participación en diferentes yacimientos, tanto de gas seco como húmedo y asociado, y buscarían hacer un “portafolio” de abastecimiento al proyecto de LNG. Es otro tema para analizar con cuidado.

También puede considerarse que, a partir de lo anterior, habrá productores “condenados” a vender su gas en el mercado interno. Si consideramos los artículos 26 y 27 en conjunto, la visión de la autoridad da un giro de 180 grados: ahora los únicos privilegiados son los exportadores. Toda la propiedad privada debe ser considerada intangible, y no solamente una parte de esta.

Pensemos en una situación en la que falta gas para el mercado interno. Es posible clasificarla dentro de 2 grandes grupos. En el primer grupo, la falta de gas se debe a una mala, o inexistente, política energética. En este caso, si el estado decide intervenir un contrato debiera hacerse cargo de todos los costos de tal decisión.En el segundo grupo, la falta de gas se debe a una fuerza mayor: la rotura de un gasoducto o un problema en un gran yacimiento. Si tal hecho afecta al mercado residencial, el regulador debe tomar las medidas necesarias para paliar la situación, y estas medidas tienen soluciones específicas a ser aplicadas por tiempos relativamente breves. Esto al margen de los remedios que los respectivos contratos de suministro tengan previstos.

Un mercado interno bien diseñado llevará a la contractualización del mismo, y estos contratos proveerán los remedios que compradores y vendedores acuerden.

El estado tiene el monopolio de la fuerza jurídica como para evitar abusos de posiciones dominantes. En términos generales me parece un buen proyecto, al que le falta una “vuelta de tuerca” para, en mi opinión, mejorar las cuestiones apuntadas.

*Ex secretario de Hidrocarburos.

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, Redaccion EconoJournal

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Wintershall Dea completa la compra del 37% de participación en el bloque de la costa de México

La adquisición de un 37 % de participación no operativa en el Bloque Hokchi, de producción de petróleo en la costa de México por parte de Wintershall Dea, se completó el 30 de marzo. Se han obtenido todas las autorizaciones del gobierno, y Wintershall Dea y el resto de los socios del Bloque Hokchi han firmado la correspondiente modificación del contrato de producción compartida. Con esta adquisición, Wintershall Dea sigue ampliando su presencia en México y su compromiso a largo plazo con el sector energético del país. Wintershall Dea es actualmente el segundo socio mayoritario del Bloque

El Bloque Hokchi representa un recurso de producción que responde a la
perfección a los requisitos estratégicos de Wintershall Dea, también en
términos de eficiencia y emisiones. Actualmente produce cerca de
27,000 barriles equivalentes de petróleo al día (producción bruta),
convirtiéndolo en uno de los recursos con la tasa de producción más alta
entre los campos actualmente operados por empresas privadas en
México.
Martin Jungbluth, Managing Director de Wintershall Dea en México,
sostuvo: “La participación en el campo de producción Hokchi es un
complemento excelente a nuestra sólida y equilibrada cartera en
México, que incluye recursos de exploración prospectivos, proyectos de
desarrollo clave, como Zama y Polok, y nuestro yacimiento operado
Ogarrio. Esperamos empezar este trabajo en conjunto para seguir
desarrollando el yacimiento con el operador Hokchi Energy”.

Tras el cierre de la transacción, Wintershall Dea cuenta actualmente con
una participación del 37 % en el Bloque Hokchi, frente al operador Hokchi
Energy, que posee el 59,4 %, y AINDA, que posee el 3,6 %.

SOBRE EL BLOQUE HOCKHI

El Bloque Hokchi fue adjudicado en la ronda de licencias 1.2 y es operado
por Hokchi Energy, subsidiaria de Pan American Energy. El campo se ubica en la Cuenca del Sureste, donde Wintershall Dea ya cuenta con una sólida cartera de licencias
prometedoras. Se ubica cerca de nuestros descubrimientos de Zama, Polok y Chinwol, así como de nuestro Bloque 30, de operación propia. Elbloque en aguas someras Hokchi se desarrolló en forma de interconexión submarina de los pozos de producción con dos
plataformas de la costa, Hokchi Central y Hokchi Satélite, y entró en funcionamiento en mayo de 2020 tras una campaña de prospección. Los hidrocarburos producidos se canalizan a lo largo de 24 kilómetros desde las dos plataformas de la costa hasta un centro de procesamiento en tierra, donde se separan el petróleo y el gas, que se tratan para su posterior venta a Pemex, la empresa estatal mexicana.

Wintershall Dea llegó a México en 2017. En México, la empresa comenzó
a explorar y producir hidrocarburos en el año 2018. Desde entonces, la
compañía ha logrado establecerse como una de las principales empresas internacionales de upstream en México, con participaciones en licencias en todas las fases de la cadena de valor de exploración y producción.

Con una participación del 50 %, Wintershall Dea es el operador del
campo petrolero onshore Ogarrio desde 2018. Las demás
participaciones corresponden a uno de nuestros socios, la empresa
estatal mexicana Pemex. Wintershall Dea es el segundo accionista en
tamaño del descubrimiento de importancia mundial de Zama, tras
Pemex. Además, Wintershall Dea tiene participaciones materiales en
diez bloques de exploración offshore en el Golfo de México y es el
operador en tres de ellos.

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Emesa logró incrementar exponencialmente la producción de Loma de la Mina, en San Rafael

La Empresa Mendocina de Energía recibió el área operada por YPF en 2022. Diseñó un plan de recuperación con la Dirección de Hidrocarburos y logró superar la meta de 40m3/día. Ya abastece de crudo a refipymes mendocinas. Mendoza sigue recuperando su actividad hidrocarburífera y logró en menos de un año hacer crecer la producción de Loma de la Mina, en San Rafael, un yacimiento que fue operado por YPF y que en 2022 la Empresa Mendocina de Energía (Emesa) recibió con números en baja y con una producción de 36 m3 por día. La petrolera estatal había decidido no renovar […]

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Energía activó regulación para la exportación a través de ductos transfronterizos

La Secretaría de Energía de la Nación dispuso una regulación específica para las autorizaciones de exportación de hidrocarburos líquidos a través de ductos transfronterizos, “en atención a las contingencias logísticas y las variables técnicas y económicas que implican la continuidad de aprovisionamiento requerida para obtener contratos de venta competitivos”. Lo hizo a través de la Resolución 175/2023 que rige para “toda operación de exportación de aceites crudos de petróleo y aceites crudos de mineral bituminoso (Nomenclatura Común del Mercosur N° 2709.00.10 y 2709.00.90, respectivamente) realizada por medio de oleoductos transfronterizos (por caso el Oleoducto Trasandino, en proceso de reactivación). La […]

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COMUNICADO DE PRENSA – PLAN EXPLORATORIO NEUQUÉN

El día 29.03.2023, y en el marco del 14° llamado correspondiente al Plan Exploratorio Neuquén, se realizó la recepción de ofertas para la exploración de áreas que se encuentran reservadas en cabeza de Gas y Petróleo del Neuquén S.A. (“GyP”), habiéndose recibido las siguientes ofertas: 1. Oferente Selva Maria Oil S.A. e Interoil Argentina S.A. en forma conjunta para el área “Bajo del Toro Este” (tiene una superficie de 133 km2). 2. Oferente Pampa Energía S.A. para el área “Las Tacanas Norte” (tiene una superficie de 120 km2). Durante los próximos días GyP evaluará las propuestas recibidas, en principio con […]

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El cobre es el ingrediente que falta en la transición energética

A76, RICARDO ADKERSON es un anciano estadista de la industria del cobre. Durante dos décadas ha sido CEO de Freeport-McMoRan, uno de los mayores productores de cobre del mundo, valorado en 55.000 millones de dólares. Lo ha visto todo, desde auges y caídas a corto plazo hasta el superciclo liderado por China, y desde la fragmentación de la industria hasta la consolidación. Freeport mismo ha sido pionero en algunas de las tendencias. En 2007, cuando pagó 26.000 millones de dólares por Phelps Dodge, una empresa con sede en Arizona que se remonta a los días del Lejano Oeste del siglo […]

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El vicegobernador neuquino informó que el Fondo de Estabilización y Desarrollo ya acumula ingresos superiores a $13.500 millones

El Fondo Neuquén para la Estabilización y el Desarrollo (FEDeN) ha acumulado más de $13.500 millones desde su creación en enero de 2022, principalmente por el crecimiento de la Producción y Exportación de Petróleo de la Formación Vaca Muerta. En enero de 2023 se incorporaron al fondo $1.332.754,399, con lo que el monto total de los recursos asciende a $13.556.188.754, según Marcos Koopmann, candidato a gobernador del MPN. “Los números nos demuestran la relevancia de la decisión que tomamos desde el gobierno provincial y que impulsé como vicegobernador en la Legislatura, de generar un fondo con los recursos que se […]

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El norte de Vaca Muerta ya rinde frutos: mirá cómo se expande la frontera

Las áreas en etapa piloto suman ya una veintena de pozos. En febrero superaron los 6.000 barriles por día de producción. Mirá el detalle de los bloques que expanden la frontera del shale. Vaca Muerta tiene una forma bastante triangular en la cual justo en el centro se ubica Añelo y la zona en la que se han desarrollado los grandes yacimientos. Pero hacia el norte, en cercanías a la localidad de Rincón de los Sauces y al límite con Mendoza, hay una serie de bloques que está expandiendo la frontera productiva del shale y ya están teniendo buenos resultados. […]

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Se inauguró Mina La Providencia en Jujuy

El secretario de Minería e Hidrocarburos de la provincia de Jujuy, Miguel Soler, junto a la secretaria de Minería de Nación, Fernanda Ávila, y referentes de la empresa Hanaq Group dejaron inaugurada Mina La Providencia, en el departamento de Susques. Este proyecto se desarrolló a partir de una inversión de 15 millones de dólares y empleará a 100 trabajadores entre directos e indirectos. “En Susques se inauguró el proyecto minero La Providencia, un depósito mineral de plata, zinc, cobre y plomo, el cual se desarrolló con una inversión de 15 millones de dólares de Hanaq Group, esta empresa empleará 60 […]

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Techint amplía su participación en la empresa brasileña que fabrica la chapa del gasoducto de Vaca Muerta

Tras peleas con sus socios en años anteriores, paga US$ 132 millones para tener más acciones en Usiminas. Ternium y Tenaris, las siderúrgicas del grupo Techint, anunciaron este jueves que a través de varias subsidiarias firmaron un acuerdo para comprar por un total de US$ 132 millones acciones que sus socias Nippon Steel Corporation, Mitsubishi y MetalOne (el grupo NSC) tienen en el grupo de control de la siderúrgica brasileña Usiminas. Usiminas es la empresa que produce acero plano para diferentes industrias. Es la firma que está produciendo la chapa para los caños del Gasoducto Néstor Kirchner, en Vaca Muerta. […]

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El gobierno Nacional lanzó un plan de exportaciones con el foco en Vaca Muerta

Detrás del sector agroindustrial, los sectores con mayores proyecciones de crecimiento son energía, GNL y minería, cada uno con proyecciones de US$30,806 millones y US$15,931 millones, respectivamente. Una estrategia denominada “Argentina Productiva 2030” fue lanzada por el Ministerio de Industrias y Productividad, que encabeza José Ignacio de Mendiguren. Su objetivo principal es incrementar las exportaciones y llevarlas a más de US$180.000 millones. El programa también incluye otros objetivos que incluyen reducir la pobreza a la mitad, crear más de 3,5 millones de empleos, reducir el desempleo al 5%, crear más de 100.000 empresas y lograr un aumento del 30% en […]

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Una delegación internacional visitá Vaca Muerta para analizar el impacto ambiental

El proyecto de extracción masiva de hidrocarburos está siendo examinado sobre el terreno por el Tribunal Internacional de los Derechos del Medio Ambiente. Una delegación de jueces del Tribunal Internacional de los Derechos de la Naturaleza visitará el megaproyecto de Vaca Muerta, en Neuquén, entre el 29 de marzo y el 5 de abril de 2023. El enfoque del viaje será los efectos de la industria de extracción de fracking en expansión de la región sobre el medio ambiente y los derechos humanos. La delegación se reunirá con representantes del gobierno, empresas petroleras, organizaciones sociales y comunidades afectadas por la […]

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Growatt sorprende en Latinoamérica con nuevas soluciones de almacenamiento modulares

República Dominicana fue sede del Latam Future Energy Mexico, Central America and the Caribbean Renewable Energy Summit, donde diferentes autoridades de gobierno e importantes empresarios de la región analizaron las nuevas tecnologías de energías renovables que son tendencia a nivel global.

Uno de ellos fue Eduardo Solis, Marketing Manager Latam de Growatt, líder mundial en soluciones de energía distribuida, quien presentó los nuevos sistemas de almacenamiento modulares con los que la firma busca revolucionar el mercado.

“La innovación que tenemos de almacenamiento es pionera en el mundo. En vez de utilizar la solución tradicional con contenedores, pasamos a inversores de cadena híbridos que pueden utilizarse en sistemas de mediana y gran escala”, explicó Solis

“Son soluciones de autoconsumo muy prácticas que pueden ser utilizadas para modificar las tasas de demanda, la reducción de picos de red, micro redes y alimentación de emergencia”, agregó. 

La solución tradicional requiere que el contenedor cumpla las condiciones exteriores, mientras que los inversores de almacenamiento Growatt y la batería con diseño IP66 y C5, pueden colocarse directamente en el exterior, ahorrando el transporte adicional y el coste del contenedor.

De esta forma, la multinacional redefine el sistema de storage de energía mediante un producto distribuido, simplificado y estándar en lugar de una compleja combinación de sistemas, lo que ayuda al cliente a realizar un diseño, una instalación o una configuración rápida.

Además, cada paquete de baterías puede cargarse y descargarse por completo mediante un optimizador de energía, lo cual trae aparejado grandes ventajas para los inversores.

En este sentido, Solis aseguró: “Lo que hemos hecho con nuestras baterías es poner una pequeña etapa de potencia, de optimización de cada módulo, entonces ya la degradación de una batería no afecta a la otra y permite poner una batería nueva cada vez que lo necesitemos”.

“Esto puede ser interesante porque cuando iniciamos un proyecto con 400 kW hora y luego queremos pasar a 800 Kw hora, sólo tenemos que agregar nuevas baterías y esto reduce mucho el costo inicial del desarrollo y nos posibilita incrementar el proyecto a futuro con nuevas inversiones”, agregó

Según el experto, el Caribe va a ser una zona que va a utilizar muchas soluciones de almacenamiento, por lo que ofrecen una variedad de productos regionales que van desde los 208 a 480 volts.

“De acuerdo a un estudio de Wood Mackenzie, Growatt es la marca número tres en venta de inversores en términos de MW a nivel mundial. Tenemos los inversores interconectados de bajo voltaje más grande que existen en el mundo. Son soluciones que hicimos regionales para México, Colombia, Venezuela y Perú”, afirmó.

A su vez, destacó que trabajan con redes inteligentes de generación distribuida y de plantas centrales a nivel mundial: “En Europa, en Australia están muy desarrolladas y eso va a ser una tendencia con la que estamos juntando todo este ecosistema de cargadores de autos eléctricos, baterías y energía solar”, concluyó.

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CMI Capital apuesta por más renovables y una nueva meta de descarbonización en Centroamérica y el Caribe

CMI, la corporación familiar multilatina con más de 100 años de experiencia y con presencia en más de 16 países, seguirá promoviendo proyectos de energías renovables y eficiencia energética en la región a través de su agrupación de negocios Capital. 

Aldo Vallejo, director de Asuntos Corporativos y Sostenibilidad de CMI Capital, participó del mega evento físico “Latam Future Energy: Mexico, Central America and The Caribbean Renewable Energy Summit” en República Dominicana y confirmó que ya se plantearon nuevos objetivos de descarbonización. 

Tenemos el propósito de generar inversiones de impacto que impulsen el desarrollo sostenible, del cual parte toda la estrategia de negocio. Incorporamos la sostenibilidad, partiendo del reconocimiento del impacto que podemos tener, y con nuestra generación ya evitamos la emisión de 1,7 millones de toneladas de CO2 al año”, detalló. 

“A raíz de ello, nos planteamos una nueva meta de descarbonización de otras 500.000 toneladas de CO2 en los próximos años gracias a la generación renovable, ya sea eólica como la que tenemos en diferentes países o en hidroeléctricas”, aseguró durante su participación en el segundo panel del evento que se llevó a cabo en el Hotel Continental Real Santo Domingo

Y cabe recordar que esta empresa cuenta con más de 810 MW de capacidad instalada y operativa entre centrales eólicas, solares e hidroeléctricas en países como Costa Rica, El Salvador, Guatemala, Honduras, Nicaragua y República Dominicana.

Incluso, el especialista reconoció que existe “un gran apetito” en el mercado de capitales externos internacionales por invertir en renovables, sobre todo en la región de Centroamérica y el Caribe por los recursos naturales existentes, las posibilidades de desarrollo de proyectos y el posible crecimiento en la demanda. 

Interés que quedó demostrado durante la colocación de USD 700 millones de bonos verdes y un crédito sindicado de USD 300 millones en abril del 2021, momento en el que hubo mayor demanda para financiar proyectos que ayuden a paliar las consecuencias del cambio climático o que busquen preservar el medioambiente.

“Tuvimos como objetivo colocar 700 millones de dólares que permitan mejorar nuestra estructuración financiera. Lo logramos, pero esa pudo ser cinco veces más grande, porque hubo más solicitudes a tal punto que el bono fue sobre suscrito cinco veces”, manifestó Aldo Vallejo.

Pero más allá de la oportunidad por la diversificación de la matriz y objetivos de llegar al 25% con fuentes renovables al 2025, también observan un segundo rubro que abre el reglamento de generación distribuida. 

“Estamos planteándonos brindar soluciones B2B a empresas, no sólo en eficiencia energética y generación distribuida sino también el paquete completo que incluye la identificación de terrenos y la construcción de zonas o centros industriales que tengan garantizado los objetivos de sostenibilidad, acompañado de la estructuración financiera”, concluyó el director de Asuntos Corporativos y Sostenibilidad de CMI Capital. 

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Daniel Herrmann de DNV destacó 4 tendencias en proyectos renovables

En el marco del Latam Future Energy Mexico, Central America and the Caribbean Renewable Energy Summit realizado en República Dominicana, especialistas dialogaron sobre las oportunidades de la energía eólica en la región.

En efecto, Daniel Herrmann, Market Manager Power and Renewable Mexico & CA de DNV, proveedor independiente de aseguramiento y gestión de riesgos, destacó cuatro tendencias que son cada vez más frecuentes en el mundo y se esperan a corto plazo en Latinoamérica: proyectos offshore, onshore existentes, onshore nuevos y especiales.

En tanto a los desarrollos eólicos marinos, el experto explicó: “Hay gran potencial para la producción de hidrógeno verde, así como el aprovechamiento de los puertos. Lo estamos viendo en Asia, Europa, Estados Unidos y cada vez más en Latinoamérica. Es una tendencia muy fuerte que va a llegar y va a llegar bien”.

En el caso de los onshore existentes, aseguró que en aquellos proyectos que ya cumplieron su vida útil, se podrá utilizar el mismo sitio e infraestructura de transmisión con un impacto menor.

“Incluso generaría un impacto positivo ambiental porque se podría generar la misma capacidad con menores turbinas. Hay proyectos en México que tienen turbinas de 1.5 MW, en donde se podría instalar alguno de 7 MW. Lo vemos como una tendencia en el mediano plazo o corto plazo para algunos países”, agregó.

En tanto al onshore, aseveró que «en toda Latinoamérica se ve cada vez más proyectos de mayor capacidad, por la capacidad que tienen las turbinas» y que se observan proyectos de 500 MW en Brasil y en México «como si fuera algo normal y hace 5 años eso era una locura”.

Por último, mencionó a los proyectos especiales que son desarrollos eólicos híbridos con solar o integración de batería. “Las plantas en conjunto pueden alcanzar un mayor beneficio y funcionamiento que por separado, sobre todo para las empresas que manejan más de una tecnología”.

Las etapas del desarrollo de proyectos

En el Future Energy Summit se le preguntó a Herrmann cuál de las tres etapas (desarrollo, construcción y operación) requiere mayor atención para garantizar el éxito de los proyectos.

Ante el interrogante, el experto destacó: “Sin duda hacer las cosas bien desde origen es clave para un proyecto exitoso, pero también hay que atender el problema en las etapas siguientes con el 100% de tu atención”.

“Mientras tengas un muy buen desarrollo definitivamente vas a evitar problemas en el futuro, pero son igual de importantes los problemas en las tres etapas. Son distintas pero hay que atenderlas a todas”, agregó.

La importancia de la medición

Para el especialista es menester hacer una continua revisión de los datos de generación para poder evaluar el activo de manera más integral en todas las etapas.

“La medición es de suma importancia en la etapa preconstructiva, pero también en el monitoreo durante la fase de operación, porque puedes encontrar muchísimas ineficiencias o descubrir que no estás sacando el mayor provecho del activo», advirtió.

“Recordemos que son proyectos de 30 años de vida. Las situaciones climatológicas, que son un factor de suma importancia, van cambiando año a año, entonces es crucial estar revisando de qué manera puedes ir actualizando tu modelo a algo realista en cada fase que tiene el activo”, añadió.

Las implicancias del marco regulatorio

Para el orador es importante que los organismos reguladores pongan reglas claras que den previsibilidad a los inversores, lo cual no sucede en todos los países latinoamericanos.

“Por la competitividad de los precios y las oportunidades del nearshoring, es un momento importante para invertir en energías limpias en Latam. Los grandes jugadores se pueden adaptar a las reglas que sean siempre y cuando sean claras y a largo plazo para que vayan en línea de proyectos de generación”, argumentó.

“La regulación tiene que evolucionar al ritmo de las tecnologías. En México esto es un tema complicado, pero en República Dominicana si se ve el esfuerzo que ha hecho el Gobierno para tener esas reglas claras”, concluyó.

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Ministro Pardow participa en anuncio que permitirá envíos desde Chile a Europa de combustibles sintéticos en base a hidrógeno verde

Este jueves el ministro de Energía, Diego Pardow, continuó con su programa de actividades en Alemania, como parte de su gira a Europa que busca posicionar a nuestro país como uno de los principales productores a nivel mundial de hidrógeno verde.

Esta jornada, la autoridad visitó el puerto de Hamburgo, uno de los más importantes a nivel europeo, para participar en el anuncio de la construcción de un hub para la importación y almacenamientos de combustibles sintéticos provenientes desde Chile para el año 2026, lo que es un hito clave para el desarrollo de la industria del hidrógeno verde en nuestro país.

La actividad de lanzamiento del “Hamburgo Blue Hub” contó con la participación de la senadora de Economía e Innovación de la ciudad de Hamburgo, Melanie Leonhard; la embajadora de Chile en Alemania, Magdalena Atria; y de los ejecutivos de las empresas Evos Hamburg GmbH y el Grupo Lother que llevan adelante el proyecto.

Vale la pena recordar que en agosto del año pasado el Grupo Lother selló una carta de intenciones con HIF Global para el envío a Alemania de e-combustibles desde la planta Haru Oni en Punta Arenas, en el marco del Memorándum de Entendimiento firmado entre el Gobierno de Chile y el Puerto de Hamburgo.

Durante la jornada, el ministro Pardow también pudo conocer el proyecto piloto de un helicóptero que funciona con combustible sintético, actividad en que participó el presidente de HIF Global, César Norton.

Posteriormente, el secretario de Estado se reunió con representantes de más 20 firmas alemanas y multinacionales para promover las potencialidades de nuestro país para el desarrollo de proyectos de hidrógeno verde y cómo pueden impactar en el proceso de transición energética justa que está impulsando el gobierno del presidente de Chile, Gabriel Boric.

La gira del equipo del Ministerio de Energía continuará mañana con actividades en Bélgica, donde visitarán el puerto de Amberes/Brujas, instancia en la cual el ministro Pardow se reunirá con representantes de la Hydrogen Import Coalition para conversar de las potencialidades que tiene Chile para la producción y envío de hidrógeno verde y combustibles sintéticos a dicho país europeo.

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GWEC pronostica que se instalarán 680 GW de nueva capacidad eólica hasta el 2027

El Global Wind Energy Council (GWEC) lanzó su reporte anual de la evolución de la energía eólica a nivel mundial y pronostica que se instalarán 680 GW de nueva capacidad (onshore y offshore) hasta el 2027

Tras un año “decepcionante” donde sólo 77,6 GW de potencia se conectaron a las redes eléctricas, la entidad espera que el mercado se recupere en 2023 y se superen los 100 GW instalados por primera vez en la historia, de tal manera que el planeta alcance el hito de 1 TW de capacidad operativa a mediados del corriente año (hay 906 GW actualmente)

Desde el GWEC aseguraron que el escenario está “preparado” para un período de implementación acelerada en los próximos años, puntualmente de 136 GW por año, logrando una tasa de crecimiento compuesta del 15%.

“Es hora de duplicar la ambición y brindar el apoyo que asegurará el futuro de energía limpia que se avecina ante nosotros. Y para garantizar la implementación, los formuladores de políticas deben actuar con decisión para corregir las barreras regulatorias y de mercado para permitir que la inversión fluya hacia nuevas fábricas para evitar cuellos de botella en el futuro”, afirmó Ben Backwell, CEO del GWEC. 

“Además, necesitamos una colaboración global mucho más activa para mejorar y reducir el riesgo del suministro de materias primas críticas, con el objetivo de garantizar que la revolución económica verde tenga los insumos necesarios en este período crucial”, agregó. 

De lograrse, las instalaciones onshore anuales promedio esperadas son de 110 GW, con un total de 550 GW entre 2023-2027, lo que representa casi el 80% de la capacidad adicional. Mientras que la eólica offshore pasaría de 8,8 GW a 35,5 GW por año en los próximos cinco años, elevando su participación de nuevas instalaciones del 11% actual al 23% al 2027. 

¿Qué rol tiene y tendrá Latinoamérica?

De acuerdo al informe del Global Wind Energy Council, se posiciona como la quiniela base de producción de turbinas eólicas onshore, con 6,2 GW de capacidad de montaje anual. En tanto que el crecimiento de instalaciones se mantuvo “estable” en 2022, alcanzando 5,2 GW, la segunda marca histórica más alta de la región. 

Incremento que fue impulsado principalmente por Brasil, dado que tuvo un año récord (80% de la potencia adicional de LATAM) a partir de proyectos que se desarrollan tanto a través del esquema regulado de subastas públicas como del mercado libre de PPA privados.

Y para el 2023, el panorama parecería no cambiar y el país que preside Lula Inácio Lula Da Silva incorpore 3 GW eólicos terrestres por año durante la próxima década, bajo una estimación conservadora, mientras que se trabajan en la regulación y las medidas para el mercado eólico marino. 

“Otro impulso importante para el sector podría provenir del hidrógeno verde, que tiene el potencial de impulsar la demanda a los niveles requeridos por las industrias de uso intensivo de energía difíciles de descarbonizar. Aunque las proyecciones prevén un aumento lento del 1,2 % en 2023 y del 1,4 % en 2024 para el PIB de Brasil, el H2V podría convertirse en un catalizador para impulsar la demanda de energía renovable y, con ella, la fortuna económica del país”, detalló el reporte del GWEC.

“Si bien ya contamos con una cadena estructurada de hidrógeno limpio, en tierra y en alta mar para entregar a Brasil, los formuladores de políticas deben presentar un sólido plan de industrialización energética, similar a los que se ven ahora en los Estados Unidos y Europa”, insistió Elbia Gannoum,  presidenta ejecutiva de ABEEólica y vicepresidenta del consejo de GWEC. 

Mientras que por el resto de los países de la región, la entidad señaló que se aguarda se agreguen 26,5 GW de energía eólica terrestre en los próximos cinco años, Chile y Colombia sumándose a Brasil para contribuir con el 78% de las adiciones de Latinoamérica, gracias al desarrollo continuo y la finalización de proyectos a largo plazo.

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Víctor Santillán: “En el mediano plazo, se alcanzará una legislación que impulse el hidrógeno verde en Perú”

Si bien Perú es uno de los países de Latinoamérica pioneros en el desarrollo de hidrógeno verde, especialistas advierten que aún no se ha logrado un marco regulatorio que ayude a motorizar esta fuente de energía. 

Victor Santillan Leiba, comunicador de la Dirección General de Cambio Climático y de Certificación del Ministerio del Ambiente del Perú y docente universitario de la Pontificia Universidad Católica de ese país, conversó con Energía Estratégica y destacó a título personal que “lamentablemente, hoy Perú no tiene un marco normativo para promover tecnologías de H2V”. 

Sabemos que la electrificación en base a recursos energéticos se dará. Como no todos los procesos pueden descarbonizarse de esa manera, el hidrógeno verde es una gran oportunidad”, agregó aclarando que las declaraciones vertidas no se corresponden con su rol de funcionario sino de especialista. 

En este sentido,  explicó que durante el transcurso del año pasado, el ex presidente de la República publicó un Decreto Supremo de Emergencia Climática donde señalaba que el Ministerio de Energía y Minas junto con la cartera de Ambiente debían avanzar en la legislación vinculada a este vector energético.

“Como efecto de estas pronunciaciones nacionales, el punto ya está en discusión y se ha demostrado que el hidrógeno verde no entra al mercado como un competidor que pueda afectar, sino que puede potenciar a muchos sectores como el minero. Y najo esa lógica, esperamos que en un mediano plazo se pueda alcanzar una legislación, la cual es competencia netamente del Ministerio de Energía y Minas” estimó.

A su vez, la Asociación Peruana de Hidrógeno (H2 Perú) ya publicó su hoja de ruta en torno al vector energético y busca llevarlo tanto al Congreso de la República como también al Poder Ejecutivo.

“El hidrógeno verde se requiere como un complemento al proceso de electrificación limpia y sostenible. Lamentablemente, Perú viene atravesando un proceso político y social complejo, que a veces hace perder la mirada en estas cuestiones que son muy importantes”, aseveró Victor Santillan Leiba.

Por último, enfatiza sobre la necesidad de articular el sector público con el privado para avanzar “de la mano” en políticas que impulsen a las renovables: “Un país que crece no carga todo, ni a los privados, ni al Gobierno. Hay que trabajar en conjunto”.

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Fimaco ve un crecimiento del mercado bioenergético a partir de la licitación RenMDI y la autogeneración

La licitación RenMDI (ver pliego) volvió a activar el mercado de las energías renovables y el almacenamiento en Argentina, no sólo de la generación fotovoltaica y eólica sino también de las bioenergías, las cuales podrán competir en los dos renglones previstos de la convocatoria de 620 MW adjudicables.

Tal es así que desde el Grupo Fimaco, empresa con más de 50 años de experiencia en el sector energético, reconocieron que este llamado licitatorio, junto al reciente gran apagón que dejó sin luz a más de cinco millones de hogares, generó mayor proactividad en el mercado de la biomasa y la autogeneración. 

“Sin duda la licitación RenMDI impulsa ese tipo de equipos y brinda una versatilidad en los dos renglones de la convocatoria. Se movió mucho el mercado a pedir cotizaciones particulares y con una variabilidad de insumos”, sostuvo José García Lancheros, representante técnico de ventas de Fimaco, en conversación con Energía Estratégica

“Hay muchas empresas que quieren valorizar sus subproductos, tal como lo hace la empresa manicera Lorenzati Ruetsch Y CIA S.A en TICINO, con una caldera nuestra alimentada con cáscara de maní, acoplada a una turbina de generación eléctrica para cubrir el autoconsumo de la planta de producción y la venta de energía eléctrica en el marco del Programa RenovAr, que permite generar un ingreso extra”, agregó. 

La compañía comercializa calderas de vapor de agua y fluidos térmicos para grupos generadores de 0,5 MW a 15 MW de capacidad y diversas soluciones tecnológicas conforme a las características requeridas.

Y una de las mayores demandas de esos equipos proviene de grandes aserraderos con un elevado consumo eléctrico y que, en muchos casos, se encuentran en cola de línea, por lo que buscan valorizar los elementos sobrantes del día a día mediante la autogeneración, según explicó el representante técnico de ventas de Fimaco. 

Hecho que no sólo permitiría que haya más generación limpia a lo largo del país sino también que, de replicar el modelo de TICINO (que con la caída del SEN se mantuvo con energía al tener la posibilidad de quedar en modo isla) en pos de brindar robustez a la red. 

“Es importante que haya salido la licitación, por lo crítico que es el recurso eléctrico y para impulsar el sector industrial para la fabricación. Entonces, al poder tener el soporte de energías renovables, queremos replicar el caso de TICINO y que se vea el gran beneficio en el sistema”, afirmó García Lancheros.

Futuros retos para las bioenergías

Uno de los grandes retos que el grupo observa para el corto y mediano plazo refiere a la regionalización de la implementación de equipos a biomasa, teniendo en cuenta la tipología de insumos. Es decir que, generación de fuentes locales que sean aprovechables en cada uno de los hitos de consumo.

“Significa generar una conciencia de los grandes beneficios por el uso de las biomasas regionales, brindando soluciones tecnológicas dinámicas a la evolución de los mercados y de dichas biomasas. Y para cada una de ellas, tenemos una oferta de equipos que impacta en la generación de energía térmica o termoeléctrica hacia las demandas”, manifestó el especialista.

“El gran beneficio de nuestras líneas BoilerMax y BIO está del lado de la eficiencia energética, bajando los consumos, tecnificando el uso de un combustible dentro de una caldera y alineando la producción de vapor hacia el requerimiento. Pero sin duda  del lado de la biomasa debe haber cadenas de aprovisionamiento y disponibilidad en una cantidad y calidad que vaya a la sostenibilidad de proyectos”, complementó. 

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La energía que hace sufrir a gran parte de Argentina

Durante las últimas semanas los cortes de electricidad y de agua en todo el país se hicieron sentir. Fue un momento inoportuno: fue el marzo más caluroso desde 1952 (aunque siempre es inoportuno que se corte un servicio pago y tan necesario).

Sin embargo, hay argentinos que no tienen luz, agua o gas en ningún momento del año. El Estudio sobre consumo y percepciones en torno a la energía de la Fundación Colsecor cuenta las diferentes realidades que se viven en Argentina. Tanto el sexo, como las ciudades de procedencia, parecen influir en los usos y posibilidades de cada hogar.

Sin agua, sin luz, sin gas. Las tres fuentes de energía a las que más se tienen acceso en las casas argentinas son la electricidad de red, luego el agua de red, y en tercer lugar el gas natural. “No todos ni todas las argentinas acceden a todos los servicios. Y mientras más chica es la localidad, tiene menos acceso al gas natural”, afirma la Fundación Colsecor.

Si bien el 88% de los entrevistados afirma tener electricidad en sus viviendas, más de uno de cada diez argentinos no accede a esa fuente de energía. Lo que significa que más de 5 millones de personas no tienen electricidad en sus casas.

Un 72% de los encuestados dijo tener agua de red en su casa, lo que significa que hay un 28% que no tiene. En conclusión, al menos 12 millones de argentinos no tienen agua en sus casas.

La problemática empeora con el gas natural. Seis de cada diez argentinos tienen gas en sus viviendas, por lo que se puede deducir que más de 18 millones de argentinos no tienen gas natural.

En menor medida, un 35% accede a gas en garrafa, lo que equivale a que tres de cada diez argentinos utilizan garrafas en vez de gas natural. “Las personas usan gas en garrafa, principalmente, porque no tienen otra opción (22%), porque es lo que siempre usaron en su casa (12%) y porque es accesible en la zona en la que viven (8%)”, indica el informe.

Luego, un 9% utiliza petróleo o derivados (nafta, gasoil); un 5% leña; un 1% accede a paneles solares; y otro 1% a biocombustibles (ya sea biodiesel, bioetanol y biogas).

El acceso al gas natural se incrementa conforme aumenta el tamaño de las ciudades, mientras que el uso de garrafa decrece a medida que las ciudades son más grandes.

Sobre el primer término, en las localidades de menos de 10 mil habitantes un 56% accede a gas natural, cuando en las ciudades de más de 100 mil personas el 64% accede a la misma fuente. En las localidades pequeñas, por lo tanto, solo la mitad de los residentes acceden a gas natural.

En las ciudades de menor cantidad de habitantes un 40% accede a garrafas, mientras que en las grandes urbes su uso es de un 31%. Cuatro de cada diez utilizan garrafas en las ciudades pequeñas.

El tamaño de las ciudades, sin embargo, incide de manera variable: mientras que en las ciudades más pequeñas el acceso a la electricidad y agua de red es más alto que en las demás, en el caso del gas natural es a la inversa: en las ciudades más chicas se tiene menos acceso al gas de red que en las ciudades grandes.

“De los datos recabados se desprende que a las fuentes de energía más precarias (gas en garrafa y leña) acceden más y son más consumidas en los hogares de las ciudades más pequeñas (…) y entre quienes tienen entre 25 y 39 años, por quienes no han completado estudios secundarios y por las mujeres”, concluye la fundación.

Electrodomésticos. A la hora de comprar electrodomésticos el ahorro es lo primero que los argentinos tienen en cuenta. Seis de cada diez encuestados (63%) indicó que lo más importante es que el aparato sea energéticamente eficiente y que ahorre energía. Esta primera opción le interesa, mayormente, a las personas de 60 años o más.

La segunda cuestión a considerar, en la misma línea, aunque con una amplía diferencia, casi tres de cada diez (28%) afirmó que lo principal es que el electrodoméstico sea barato. De igual manera, un 27% eligió la opción “que no quede obsoleto en el corto plazo”.

Luego, con el mismo tema, dos de cada diez (22%) afirmó que es primordial que contribuya a un consumo ambiental responsable. Y ya en menor medida, un 9% dijo que solo importa que cumpla su función, sin importar si utiliza mucha energía.

Un 5% cree que la primera cuestión a considerar es que sea estéticamente lindo y a un 2% le interesa que pueda ser reciclado. Finalmente, un 7% de los argentinos no compra electrodomésticos.

¿Qué uso se le da a cada fuente de energía? La fundación Colsecor lo responde. Para cocinar, el agua de red es la fuente de energía más usada (con un 63% de las respuestas). También en la cocina, el gas natural es la segunda fuente utilizada (56%), luego el gas en garrafa (34%) y por último la electricidad en red (22%).

“El uso de la leña para cocinar es bastante marginal: solo el 6% de las personas consultadas declaran usarla para tal fin”, indica el estudio.

Para calefaccionarse, el gas duplica a la electricidad. Mientras que el gas natural se utiliza en un 45% para calentarse, la electricidad de red se usa en un 23% para el mismo propósito. Por lo tanto, casi cinco de cada diez usa gas para mantener la temperatura caliente, cuando dos de cada diez usan la electricidad para lo mismo.

En tercer lugar está el uso de la leña (10%) y por último está el gas en garrafa (7%).

Cambios positivos. En un momento de reflexión medioambiental, las posibilidades de acceder a energías sustentables entran en la mesa de debate. Al respecto, la fundación le preguntó a los participantes en qué medida están de acuerdo o en desacuerdo con algunas afirmaciones.

La primera fue: “En mi casa hablamos y establecemos prácticas de ahorro energético”. El 87%, o sea, casi nueve de cada diez argentinos, está de acuerdo; de los cuales un 53% expresó estar muy de acuerdo y un 34% dijo estar algo de acuerdo.

Quienes están en el rango etario de 60 años o más están significativamente más de acuerdo con esa afirmación que quienes están entre los 15 y los 24 años. Mientras el primer grupo etario está de acuerdo en un 93% (63% muy de acuerdo y 30% algo de acuerdo); el segundo lo está en un 64% (30% muy de acuerdo y 34% algo de acuerdo).

La afirmación “si hubiera créditos o promociones, cambiaría o incorporaría producción energética ambientalmente responsable en mi casa” tiene un acuerdo del 86%, de los cuales un 59% está muy de acuerdo y un 27% está algo de acuerdo. De aquí se podría deducir el deseo de cuidar el medioambiente, pero la imposibilidad de hacerlo por costos o desconocimiento. La deducción crece con las siguientes afirmaciones.

De igual manera, el 86% de las personas encuestadas están de acuerdo con que “en el país no hay suficiente disponibilidad de dispositivos que permiten adoptar un estilo de vida ecoeficiente” (59% muy de acuerdo y 27% algo de acuerdo).

El 86% de las personas encuestadas acuerdan con que “en el país no hay suficiente disponibilidad de dispositivos que permitan adoptar un estilo de vida ecoeficiente”. Un 59% está muy de acuerdo y un 27% algo de acuerdo.

Ocho de cada diez argentinos está de acuerdo con que “si las personas tienen buena información priorizan consumos de energía ecoeficientes”, de los cuales 45% está muy de acuerdo y un 37% está algo de acuerdo.

También ocho de cada diez (79%) cree que es “es muy costoso tener un consumo energético ambientalmente sostenible”; del total, el 47% está muy de acuerdo y el 32% dijo estar algo de acuerdo.

Un 76% de las personas manifestaron estar de acuerdo con que “la sociedad está avanzando hacia formas de consumo de energía más responsables” (30% muy de acuerdo y 46% algo de acuerdo).

Y, por último, la afirmación “mi consumo energético no va a mejorar ni empeorar la situación ambiental” tiene niveles de aceptación menores, aunque igualmente significativos. Un 52%, o sea, la mitad de los argentinos dijo estar de acuerdo con que el cambio individual no afecta a gran escala. (20% dijo estar muy de acuerdo con la afirmación, y un 32% dijo estar algo de acuerdo. Del otro lado, un 20% dijo estar algo en desacuerdo y un 23% muy en desacuerdo.

En conclusión: más de ocho de cada diez argentinos tiene el deseo o la voluntad de adoptar energías más amigables con el medio ambiente, pero no lo hacen por falta de información, falta de dispositivos, disponibilidad, o dinero.

“Las personas jóvenes parecen tener más conciencia sobre cómo su consumo energético impacta en el ambiente que los adultos de 60 años y más”, concluye el estudio.

 

El informe

Los responsables del Estudio sobre acceso y percepción de la salud en Argentina, de la Fundación Colsecor, son Mario Riorda, director de la Maestría en Comunicación Política de la Universidad Austral; y Griselda Ibaña, directora del Instituto Federal de Gobierno, de la Universidad Católica de Córdoba.

Para llegar a los resultados publicados se realizaron encuestas entre el 11 y el 27 de noviembre de 2022. La recolección de datos se realizó en línea a través de la tecnología CAWI (Computer Asisted Web Interview).

La muestra de localidades se diseñó en cuatro estratos no proporcionales, según tamaño de ciudad: 350 casos por estrato aproximadamente, y en total 1.480 casos.

El margen de error estimado no supera el +/- 2,55% en ningún caso. Con un nivel de confianza del 95,5%.

La muestra se calibró según parámetros censales de sexo, edad y tamaño de ciudad. La implementación fue realizada por la Consultora Dicen y Proyección Consultores.

 

 

Fuente: https://www.perfil.com/noticias/elobservador/la-energia-que-hace-sufrir-a-gran-parte-de-argentina.phtml

 

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El gobierno incrementa la recaudación en casi 1000 millones al diferir hasta 2024 la devolución de IVA y Ganancias a grandes importadores

La Unión Industrial Argentina (UIA) cuestionó una resolución de AFIP que incrementa la presión tributaria al suspender hasta el 31 de diciembre el régimen de percepción que le permitía a las grandes importadoras quedar exentas del pago de los impuestos al Valor Agregado (IVA) y a las Ganancias.

La Resolución General 5339/23, publicada el miércoles en el Boletín Oficial bajo la denominación de “Suspensión momentánea del certificado de exclusión en IVA y Ganancias”, difiere el computo de las percepciones por 9 meses. De este modo, la AFIP evitará desembolsar unos 1000 millones de pesos en medio de la fuerte caída de la recaudación que enfrenta como consecuencia de la sequía. A su vez, constituye una herencia que el gobierno de Alberto Fernández le dejará al próximo gobierno que ahora será el encargado de devolver esos recursos.

Hasta ahora las empresas podían evitar el pago de esos impuestos al momento de importar pidiendo un certificado de exclusión de percepciones, siempre y cuando tuvieran un saldo a favor en la AFIP. La nueva resolución suspende esos certificados hasta fin de año. Eso significa que las empresas deberán empezar a pagar esos impuestos, aunque tengan un saldo a favor ante el organismo recaudador.

Lo que paguen ahora recién lo van a recuperar en 2024 sin intereses, lo que supone una pérdida significativa en una economía con una inflación anual por encima del 100%. A su vez, quien deberá afrontar ese pago en el futuro no este gobierno sino el próximo.

La respuesta de la UIA

Especialistas tributarios del departamento técnico de la UIA analizaron el tema y reseñaron los siguientes cuestionamientos que la entidad difundió el jueves a través de un comunicado:

La medida es inconsulta, sorpresiva y de amplia afectación y alcance al sector productivo porque encarece el abastecimiento de bienes y equipamiento importado, al aumentar el financiamiento exigido para hacer frente al pago de estas operaciones acumulando el pago de las percepciones en detrimento del capital de trabajo, sin dejar que dichos saldo a favor se computen contra otros impuestos durante 2022, en un contexto global y macroeconómico doméstico adverso con restricción de crédito, alto riesgo cambiario y altas tasas de interés.  Es pertinente recordar que, para obtener dichos certificados las industrias deben tener acumulados saldos a favor por el equivalente al 20% del promedio del impuesto determinado en las últimas 12 declaraciones juradas y cumplimentar todos los requisitos impuestos por AFIP. Es decir, afecta a empresas industriales que ya acumulan un significativo crédito fiscal a favor. La Resolución genera preocupación por el impacto en el costo financiero del sector industrial que conlleva la inmovilización del capital de trabajo producto de la aplicación de la norma.

La medida no es sustentable económicamente: implica un préstamo a tasa 0 por 9 meses de parte de las empresas importadoras argentinas al fisco por el equivalente a las percepciones por el 26% del valor de las importaciones de los próximos 9 meses (20% IVA, 6% IIGG), afectando de ese modo a las empresas que requieren insumos importados para su producción y/o realizan inversiones (ya que son en su mayoría las que cuentan con estos certificados). Por otra parte, el diferimiento de nueve meses para el cómputo de los pagos a cuenta al momento de la importación, en un contexto inflacionario del 100% anual, implica devaluar el crédito fiscal y, a valor presente, incrementar el costo financiero de las importaciones.

En términos macroeconómicos, y según las estimaciones de la misma AFIP, la medida implica un desfinanciamiento a las empresas por 979 mil millones de pesos para el año 2023 que representa 1,1% del PIB 2022 (precios corrientes). La medida tiene un claro objetivo recaudatorio, afectando la competitividad de la producción.

La medida sí afecta a las MiPyMES porque, en primer lugar, afecta directamente a las empresas medianas (tramos 1 y 2) que se ven alcanzadas por la medida. Y en segundo lugar porque en general, las micro y pequeñas, aunque no realicen importaciones en forma directa, se abastecen mayoritariamente a través de distribuidores que pueden ser afectados por esta medida, y podrían trasladarles sus efectos adversos, encareciendo el abastecimiento de insumos y equipamiento.

La norma aumenta la presión fiscal sobre el sector formal de la economía, en tanto estas percepciones constituyen una carga pública superior a lo que por alícuotas las empresas deberían pagar, por efecto de un régimen de recaudación que no tiene en cuenta el saldo a favor de la cuenta tributaria de las empresas contribuyentes. Considerando el reciente informe elaborado por la UIA (https://uia.org.ar/centro-de-estudios/4025/ceu-informe-industrial-no02-2023/) referido a la Carga Fiscal Formal comparada, esta nueva normativa eleva aún más a Argentina en los primeros puestos del ranking  de los países más gravosos de la región y del mundo.

La entrada El gobierno incrementa la recaudación en casi 1000 millones al diferir hasta 2024 la devolución de IVA y Ganancias a grandes importadores se publicó primero en EconoJournal.

, Redaccion EconoJournal

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IAE: Programa de Política Energética para el período 2023-2027

El Instituto Argentino de la Energía General Mosconi (IAE) elaboró y difundió un documento en el cual esboza una propuesta de política energética a desarrollar en el período 2023-2027, es decir pensando en el periodo de gobierno nacional que habrá de iniciarse en diciembre próximo.

Sus integrantes se identifican políticamente con el radicalismo y de hecho varios de sus principales directivos han ejercido cargos en el área durante los gobiernos de Raúl Alfonsin y de Fernando de la Rúa. Pero también, durante el gobierno de Mauricio Macri en tanto la UCR integró la coalición Cambiemos, ahora devenida en Juntos por el Cambio.

Desde el año pasado dicha coalición se prepara para retornar al gobierno nacional, y lo hace a través de Fundaciones que responden a los respectivos partidos que la integran.
En este sentido, el IAE realiza sus aportes a través de la Fundación Alem, aunque su documento todavía no cuenta con el respaldo oficial del partido UCR, lo que debería ocurrir en el marco de una Convención Nacional.

No obstante, la Fundación Alem “es la única reconocida por el partido”, remarcan sus directivos, muy allegados al IAE (que preside el ex secretario de Energía Jorge Lapeña).
Energía & Negocios accedió al documento y decidió su publicación en la Sección Opinión, entendiendo que se lectura permite orientar al lector acerca del criterio que seguiría el IAE -con mas de 40 años de trayectoria- si a sus miembros más relevantes le tocara definir y aplicar medidas en las diversas áreas y rubros de la Energía.

En un reciente encuentro de las Fundaciones del Pro, de la Coalición Cívica, del autodenominado peronismo republicano y del radicalismo ya se tomaron en cuenta varias de las propuestas que integran este documento:

IAE.

EL MARCO CONCEPTUAL DE NUESTRA POLITICA ENERGETICA

1.1. La política energética argentina para el periodo 2023-2027 se expresará en un Plan Energético elaborado por el Estado nacional por medio de las instituciones que le son propias y aprobado por una ley del Congreso de la Nación.
1.2. El Plan Energético explicitará los objetivos de largo plazo y las metas correspondientes de corto y mediano plazo, así como también las fuentes de financiamiento públicas y/o privadas de las obras.
1.3. El Plan Energético tendrá como objetivo satisfacer la demanda interna de energía a precios competitivos para nuestra industria y accesibles para nuestra población, respetando los compromisos de descarbonización asumidos y procurando alcanzar el autoabastecimiento, promoviendo al mismo tiempo la generación de saldos exportables.
1.4. El Estado nacional y los estados provinciales harán previsiones presupuestarias justas y razonables para subsidiar total o parciamente el acceso a la energía de la población que lo requiera para la integración social de la misma.
1.5. La Planificación Energética tendrá también como objetivo cumplir en tiempo y forma los compromisos asumidos por nuestro país con la comunidad internacional en el marco de la Transición Energética y el Acuerdo de Paris, procurando una matriz energética sustentable.

EL PLANEAMIENTO ENERGÉTICO: HERRAMIENTA PARA EL DESARROLLO Y PARA LA FORMULACIÓN DE POLITICAS REGIONALES
2.1. El Poder Ejecutivo encomendará a la Secretaría de Energía de la Nación la elaboración de un Plan Energético nacional de largo plazo. Dicho plan deberá articularse con el Plan Nacional de Adaptación y Mitigación Contra el Cambio Climático y las NDC que nuestro país acuerde frente a la comunidad internacional.
2.2. El Plan Energético deberá tener como principios rectores la seguridad e independencia energética, la eficiencia energética, la equidad territorial, la diversificación de la matriz energética y la descarbonización.
2.3. Para su realización la Secretaría de Energía deberá utilizar los recursos humanos existentes en el Estado nacional que serán ampliados con los aportes no vinculantes de instituciones de prestigio incluyendo entidades académicas y organismos científico-técnicos en al área energética, el medio ambiente y el cambio climático.
2.4. Las Provincias y la CABA integrarán los equipos de trabajo a través del Consejo Federal de la Energía Eléctrica y otras instituciones existentes, o a crearse, para la correcta aplicación de la Constitución Nacional en los artículos pertinentes.
2.5. El Plan Energético una vez aprobado por el Poder Ejecutivo será enviado al Congreso Nacional para su aprobación por Ley y entrará en vigencia una vez que se promulgue la ley respectiva. El Plan será de largo plazo y revisable cada 5 años.
2.6. Argentina propondrá y acordará con los países socios del MERCOSUR una posición unificada del subcontinente para presentar en forma colectiva, en todos los ámbitos correspondientes, los compromisos de la región en la transición energética.

IMPLEMENTACION DE UN PROCESO ORDENADO Y CONSENSUADO PARA LA PRODUCCIÓN Y VALORIZACIÓN DE NUESTROS HIDROCARBUROS
3.1. Se formulará un programa de producción de petróleo y gas en Vaca Muerta 2023-2028.
3.2. El programa se acordará entre las provincias productoras titulares del recurso, la Nación y las empresas productoras titulares de las áreas concesionadas en las jurisdicciones provinciales.
3.3. Los precios en boca de pozo serán los que se correspondan con un net back de precios FOB exportación de cada producto.
3.4. El mismo principio de fijación de precios se aplicará a la producción de gas natural, aplicable al momento que Argentina se transforme en exportador neto de gas, mientras ello no ocurra se mantendrá el sistema de licitaciones/subasta vigente.
3.5. Se formulará un programa de certificación de reservas auditadas 2023-2028.
3.6. Se formulará un programa consensuado de exploración en todas las cuencas convencionales de jurisdicción nacional, ubicadas en la plataforma continental, y de jurisdicción provincial.
3.7. Se eliminan los precios internos sostén para el petróleo crudo tipo barril criollo o similar.
3.8. Elaboración de un plan de transporte de hidrocarburos con las licenciatarias de transporte. El mismo incluye la siguiente lista no taxativa:
§ Plan de obras de expansión y/o ampliación de gasoductos 2023-2028.
§ Plan de obras de concesionarias de transporte de hidrocarburos líquidos.
3.9. Determinación de las exportaciones de gas natural 2023-2028 que incluye:
§ Exportaciones a Brasil via Uruguayana.
§ Substitución de importaciones de gas boliviano en el período 2023-2026
§ Exportaciones a Chile.
§ Exportaciones de GNL.
3.10. Regularización inmediata del Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS) que incluye:
§ Cese inmediato de la intervención y normalización institucional según lo previsto en el marco regulatorio del gas natural (Ley 24.076).
§ Exigir a los interventores, designados por el poder ejecutivo, un informe detallado de las anomalías detectadas y solucionadas durante el periodo de intervención (2019-2023) y envío del mismo para su consideración al Congreso Nacional.
3.11. Criterios de fijación de los precios mayoristas del petróleo y del gas natural 2023-2027:
§ Los precios del petróleo en boca de pozo se regirán por el siguiente criterio: en boca de pozo regirán los precios correspondientes al valor de FOB exportación del crudo menos los costos económicos de transporte incurridos entre la boca del pozo del yacimiento productor hasta el punto de exportación correspondiente.
§ Los precios de venta de productores a refinerías nacionales se regirán por el siguiente criterio: precio en boca de pozo de la cuenca respectiva más el costo de transporte auditado desde boca de pozo hasta la refinería respectiva.
§ El precio de gas en boca de pozo surgirá de los siguientes criterios:
Licitación o subasta competitiva, respetando los contratos suscriptos en el marco del actual Plan Gas o bien valor FOB exportación menos los costos de transporte reales pagados a las transportistas de gas natural hasta el punto de exportación.
En el caso del GNL se adicionarán los costos reales de la planta de licuefacción.
§ Precios de otros productos energéticos exportables. Los precios de comercialización en el mercado interno se alinearán con los precios FOB de los productos que se exporten.
3.12. Se promoverá la derogación de la ley de zonas frías para el gas natural por estar basada en subsidios energéticos irracionales desde el punto de vista técnico, por ser socialmente innecesarios y por conspirar contra la eficiencia energética.
3.13. Se promoverá el incremento del uso de biocombustibles certificados (es decir, que no hayan sido producidos a partir de desmonte de bosque natural) por ejemplo biodiesel, SAF, bioetanol, biometano, HVO, para todos los usos en los que puedan reemplazar a los combustibles fósiles así como diversificar y descarbonizar la matriz energética del país. Se redactará una nueva ley de biocombustibles en concordancia con el plan energético nacional.

EL REORDENAMIENTO DEL SECTOR ELECTRICO: UNA PRIORIDAD POLITICA DE PRIMER ORDEN
4.1. Regularización inmediata del Ente Nacional de la Regulación de la Electricidad (ENRE).
4.2. Cese inmediato de la intervención y normalización institucional según lo previsto en el marco regulatorio de la energía eléctrica (Ley 24.065).
4.3. Exigir a los interventores designados por el poder ejecutivo un informe detallando las anomalías detectadas y solucionadas durante el periodo de intervención (2019-2023) y envío del mismo para su consideración al congreso nacional.
4.4. Regularización institucional inmediata de CAMMESA. Cammesa debe dejar de ser el mayor canalizador de subsidios del estado nacional a los actores del mercado eléctrico y debe concentrarse en su función específica:
§ Realizar el despacho nacional de cargas.
§ Administrar las transacciones entre los actores del mercado eléctrico mayorista (generadores; transportistas, grandes usuarios; y distribuidoras de electricidad con demanda cautiva).
§ Cammesa no comprará ni venderá energía.
§ Cammesa no firmará contratos de compra de centrales ni fijará precios a las mismas.
§ Cammesa no emitirá garantías en nombre del estado nacional de ningún tipo.
§ Cammesa no intervendrá en la compra ni en la venta de combustibles de ningún tipo y se abstendrá de intermediar entre productores de combustibles y generadores del MEM.
§ Cammesa deberá modificar los procedimientos para la operación, despacho y cálculo de precios (res. 61/91 y sus modificatorias) adecuando los mismos a los criterios anteriormente mencionados.
4.5. Vencimiento de las concesiones de explotación de centrales hidroeléctricas otorgadas en 1993. A tal efecto se propone:
§ Prorrogar por un año la vigencia de los contratos de acuerdo a lo previsto en los contratos de concesión.
§ A partir de 2024 al término del plazo contractual prorrogado las centrales pertenecientes a la ex empresa Hidronor SA revertirán al estado nacional tal lo previsto en los contratos firmados en 1993.
§ Se fijarán con criterios técnicos un nuevo sistema de tarifario para la retribución de la energía generada por las centrales hidroeléctricas de jurisdicción nacional, el nuevo sistema tarifario retribuirá la totalidad de los costos operativos y los costos de operación y mantenimiento de las centrales. Asimismo, deberá proveer los fondos para financiar la extensión de la vida útil de las instalaciones.
§ Luego el Estado Nacional podrá firmar contratos del tipo COM (operación y mantenimiento) con el sector privado para cada una de la centrales.
4.6. Creación de una comisión técnica para el análisis y propuesta de modificación del marco regulatorio eléctrico de la Ley 24.065.
Se creará una comisión asesora, presidida por la Secretaria de Energía de la Nación e integrada por expertos eléctricos reconocidos, entidades académicas, ONG reconocidas del sector eléctrico y representantes de las cámaras empresarias representantes de los actores del mercado eléctrico mayorista con el objeto de evaluar las modificaciones a introducir en el texto del marco regulatorio eléctrico vigente (leyes 24.065 y 15.336).
Dicha comisión evaluará criterios de tarificación eléctrica alternativos a los vigentes que promuevan mayor equidad en la fijación de las tarifas, entre ellos la tarifa uniforme para todo el territorio nacional determinando un sistema racional y autosuficiente para la absorción y reparto de la totalidad de los costos incurridos.
La comisión debe expedirse en un plazo de 180 días con la propuesta de un texto modificatorio. El texto una vez consensuado será enviado por el poder ejecutivo al congreso nacional para su tratamiento.
4.7. Realización de un estudio exhaustivo del estado actual del parque nacional de generación eléctrica y determinación de las necesidades de ampliación y reemplazo de centrales obsoletas en el periodo 2023-2028.
Se ha diagnosticado la existencia de una muy baja disponibilidad del parque de generación en los días de alta demanda eléctrica. Ha ocurrido este fenómeno en los días recientes de alta demanda en que se constató que un tercio del parque de generación permaneció fuera de servicio por causas diversas que obligaron a realizar importaciones de urgencia para evitar cortes masivos a la población.
Es fundamental realizar en forma prioritaria este estudio que permita conocer la realidad técnica y el estado real de este parque indisponible. Como resultado obtendremos una magnitud de la inversión pública o privada que será necesario realizar para asegurar a los 47 millones de habitantes de Argentina, energía eléctrica segura y de precio competitivo.

UNIFICACION DE LOS ENTES REGULADORES ENERGETICOS NACIONALES (ENRE Y ENARGAS)
Una vez que se hayan regularizado los Entes Reguladores Energéticos Nacionales (ENRE y ENARGAS), y que se hayan elevado los informes de los interventores sobre las anomalías detectadas y resueltas por las intervenciones, se proyectará la unificación de ambos entes en un ente único para la regulación de gas natural y la electricidad en la jurisdicción nacional.

REVISION DE PROYECTOS Y EMPRENDIMIENTO CRITICOS QUE NO HAN PROBADO HASTA EL PRESENTE SU FACTIBILIDAD INTEGRAL
6.1. Se revisarán los siguientes proyectos y obras en lo relativo a la conveniencia de continuar o promover su modificación para hacerlos viables; o eventualmente, su cancelación definitiva en caso de confirmarse su inviabilidad:
§ Yacimientos Carboníferos Río Turbio (YCRT).
§ Central Nuclear Atucha III.
§ Centrales Hidroeléctricas del Río Santa Cruz.
§ Central Térmica Belgrano II.
§ Sistema de Transporte de Alta Tensión para el transporte de la Energía Generada en los aprovechamientos Cóndor Cliff y La Barrancosa sobre el curso del rio Santa Cruz.
§ Redefinición de las cantidades de importación y de los precios de importación de gas natural de Bolivia para el periodo 2023-2026.
§ Definición de la 2da. etapa del proyecto gasoducto Néstor Kirchner (aún no iniciado).

REALIZAR UN BLANQUEO Y SANEAMIENTO DE LA ECONOMIA ENERGETICA NACIONAL INCLUYENDO UNA URGENTE REVISION TARIFARIA INTEGRAL
7.1. El registro en el monto de subsidios del 2022 alcanzó los USD 12.500 millones. Este número exorbitante esconde importantes deudas al interior de la cadena de pagos de la energía que ponen en serio riesgo su funcionamiento:
§ Más de $ 600.000 millones es el endeudamiento de las distribuidoras eléctricas con CAMMESA por energía vendida. Casi $ 50.000 millones por compensaciones correspondientes al Plan Gas 4 (desde enero 2021 a septiembre 2022 solo se pagan el 54% de las compensaciones).
§ Deudas de las distribuidoras de gas con productores por más de $80.000 millones.
§ Existen deudas de CAMMESA con generadores que, como contracara, muestran por que el 30% del parque de generación se encuentra fuera de servicio dejando en evidencia el enorme problema financiero del sector que se suma a la ya pesada mochila de subsidios que presentan las cuentas públicas.
7.2. En ese marco conceptual se requiere llevar a cabo una Recomposición tarifaria y una focalización de subsidios. En este sentido, la política de subsidios tendrá un norte: la focalización de los mismos solo en la población vulnerable, quienes deberán acreditar su condición ya sea a través de las bases de datos con las que cuenta el Estado Nacional o a través de un sistema de presentación espontánea con asignación de beneficios condicionados a la comprobación previa de medios de vida. El resto de la demanda deberá recorrer un sendero de recomposición que finalice con precios reconociendo la totalidad del costo de la energía consumida.
7.3. Realización de una Revisión Tarifaria Extraordinaria en electricidad y gas natural en los primeros 180 días. IAE GRAL. MOSCONI 20 de marzo de 2023

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El precio internacional del litio bajó más de 22% en el primer trimestre del año

El precio internacional de carbonato de litio en enero se ubicó por encima de los US$ 80.000 la tonelada. Para fines de marzo está cotizando en alrededor de US$ 65.000 por tonelada. La caída representa un 22,5% en el primer trimestre. La tendencia se observa también con una baja de 12,6% respecto al mismo mes de 2022. Además, en las últimas dos semanas, el mineral descendió un 9,6%, según la consultora internacional Fastmarkets, una de las dos firmas a nivel internacional que publica el precio de referencia del mercado chino de litio, el mayor demandante del mundo.

Según fuentes consultadas por EconoJournal que conocen de cerca el intercambio comercial del litio a nivel internacional, “hay una baja generalizada del precio spot y se debe a varios factores. Por un lado, la demanda de autos eléctricos en china disminuyó. Hay una explicación estacional, que tiene que ver con la menor demanda por el año nuevo chino. La caída del precio también se explica por el menor consumo de los stocks de carbonato y de hidróxido de litio de las empresas que hacen baterías”.

Las mismas fuentes explicaron que otro factor que está incidiendo en el precio del litio este trimestre tiene que ver con una “presión por los contratos a plazo que está cerrando la compañía china CATL (Contemporary Amperex Technology Limited, el mayor fabricante de baterías del mundo), con precios menores”. De todos modos, las fuentes sostuvieron que “no va ser una baja sostenida, va a cambiar la tendencia”.

En búsqueda del equilibrio

Pese a la baja en el precio, la oferta en el mercado de litio a nivel mundial todavía no llega a cubrir la demanda. Si bien la producción creció significativamente entre 2021 y 2022, aún no hay suficientes proyectos en operación comercial para abastecer el ciento por ciento de las -cada vez mayores- necesidades mundiales. Los cuatro principales productores del mundo, como son Australia, Chile, China y la Argentina, vienen escalando la producción, pero los nuevos proyectos mineros no alcanzan para cubrir la exponencial suba de la demanda. Por esta razón, el precio aumentó un 400% entre 2021 y 2022.

Según las mismas fuentes, la oferta demorará algunos años en cubrir a la demanda y esto va a generar que en el corto plazo el precio del litio deje de bajar. “El valor se va a mantener porque se trata de una caída de reacomodamiento (con algunos factores estacionales). Va a bajar el precio del litio, pero se va a recuperar, no creo que a los valores estratosféricos en el que estaba, pero si va a haber un equilibrio cercano a los 50.000 o 60.000 dólares la tonelada en el precio spot”, describieron. Este valor sigue siendo relevante, sobre todo teniendo en cuenta que a principios de 2020 las transacciones eran por US$ 6.000 la tonelada.

Además, habrá que esperar cuál es el impacto en el precio del litio que tendrá la decisión que tomó el lunes pasado la Unión Europea de dejar de vender autos a combustión interna con combustibles fósiles a partir del año 2035, que generará una mayor demanda de vehículos eléctricos para el parque automotor europeo. “Los impactos en el precio no son inmediatos, se demoran. El precio del litio va a subir”, concluyeron las fuentes consultadas.

De dónde surge el precio

Hoy el litio no es un commodity con un precio publicado, por ejemplo, en el London Metal Exchange como ocurre con el cobre. El valor a nivel internacional surge de las consultoras Fastmarkets y Benchmark Mineral Intelligence, que observan principalmente las ventas de la compañía chilena SQM a China, el mayor demandante del mundo de carbonato de litio equivalente (LCE, por sus siglas en inglés). De allí surge un precio promedio de la tonelada en los contratos a plazos, que son de seis o doce meses.

Estos contratos generan un primer precio para que la demanda se asegure una provisión. Luego, los grandes fabricantes de baterías del gigante asiático negocian un nuevo valor, que es el precio spot (actualizado cada día), el mismo que en el primer trimestre del año cayó de US$ 80.000 a US$ 65.000 la tonelada.

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, Roberto Bellato

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Tenaris montó el primer aerogenerador en el Parque Eólico de González Chaves

Tenaris anunció que se completó el montaje del primero de los 24 aerogeneradores que constituirán el Parque Eólico de la Buena Ventura, que la compañía se encuentra construyendo en el partido bonaerense de Gonzales Chaves. Cuando concluya la instalación del parque abastecerá el 50% de la energía eléctrica requerida por Centro Industrial de Tenaris en Campana, lo que equivale a una reducción de las emisiones de CO2 de 152.000 toneladas por año. 

“El montaje del primer aerogenerador es un hito no solo para este proyecto, sino que es el primero de Tenaris y del Grupo Techint a nivel global. Es un gran paso en nuestro compromiso con la transición energética y el plan de descarbonización de Tenaris hacia 2030”, expresó Javier Martínez Álvarez, presidente de Tenaris Cono Sur

La inversión total de Tenaris en este proyecto es de alrededor de 200 millones de dólares, y se proyecta que el Parque Eólico esté en pleno funcionamiento durante el segundo semestre del 2023. 

El montaje del primer aerogenerador demandó la intervención de una grúa de 150 metros de pluma y 12 metros de ancho. A partir de ahora, el resto de los aerogeneradores se irán construyendo a razón de uno por semana. El plan de desarrollo contempla una capacidad instalada total de 100,8 MW (24 turbinas de 4,2 MW cada una), con un factor de utilización de 58% y una producción eléctrica anual total de 509 GWh. 

Los aerogeneradores no solo tendrán la misión de proveer energía eólica; también transmitirán en tiempo real distintos datos al centro de control, como la velocidad y dirección del viento, y cuánta electricidad se encuentra generando cada aero. En paralelo a sus montajes, Tenaris continúa trabajando en la red de media tensión que llevará la energía de los aeros a la subestación eléctrica, que a su vez vinculará el parque eólico con el sistema interconectado nacional a través de la línea de 132 kV. 

Actualmente, hay cerca de 280 personas trabajando en la obra de Gonzales Chaves. El arribo de los restantes equipos aerogeneradores se irá concretando de manera escalonada a medida que avance la construcción. 

El Parque Eólico de la Buena Ventura es un componente central de la estrategia de descarbonización de Tenaris. En febrero de 2021, la compañía anunció su plan de reducir las emisiones de CO2 por tonelada de acero en un 30 % (comparado con su nivel en 2018) hacia 2030, a través del incremento del uso de chatarra -el acero es un material 100% reciclable- y el logro de una mayor eficiencia energética e inversiones en energías renovables.  —

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Cómo es el plan de Juntos por el Cambio y qué proyectos quieren cancelar

En caso de ganar las elecciones 2023, la oposición ya tiene delineado un plan para gestionar el sector energético. Los equipos técnicos de Juntos por el Cambio (JxC) preparan desde hace rato los diagnósticos de la situación económica y las propuestas para resolver la crisis, ante la muy probable victoria de la oposición en las elecciones generales (presidenciales, legislativas y de otros cargos ejecutivos) de 2023. En energía, los referentes de las distintas alas de la coalición (el PRO y su interna entre Patricia Bullrich y Horacio Rodríguez Larreta; la Unión Cívica Radical -UCR-; la Coalición Cívica; y Encuentro Republicano […]

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Pechen: “Neuquén exhibe la misma eficiencia en no convencionales que Estados Unidos”

“Neuquén exhibe la misma eficiencia en no convencionales que Estados Unidos” afirmó la candidata a vicegobernadora por el MPN, Ana Pechen, al destacar los datos en materia de producción de hidrocarburos que genera la formación Vaca Muerta a 10 años de su puesta en funcionamiento. En ese sentido, valoró el esfuerzo y dedicación del recurso humano local al recordar que se trata de “una formación que pusimos en valor los neuquinos”. Así lo expresó hoy la compañera de fórmula a gobernador de Marcos Koopmann al hablar en FM Aluminé, entrevista en la cual recalcó que el mejoramiento en los indicadores […]

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YPF inaugurará un nuevo oleoducto en Vaca Muerta

Este año, YPF pondrá en servicio el Oleoducto Vaca Muerta Norte, actualmente en construcción. Desde Aelo viaje a Puesto Hernández. La mayor petrolera de Argentina, YPF, acordó poner en funcionamiento un nuevo oleoducto denominado Vaca Muerta Norte, que discurre paralelo a las Rutas 7 y 5 desde Tratayén (Aelo) hasta Puesto Hernández, al norte de Rincón de los Sauces. La obra civil del nuevo oleoducto, que está íntegramente financiada por YPF, está siendo adelantada por las líneas de metro Pecom y Contreras, con una capacidad de 700 trabajadores. El crudo podrá ser transportado por un oleoducto de 151 kilómetros de […]

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YPF comenzó el “Oleoducto Vaca Muerta Sur”

Ya está en marcha por la petrolera de bandera el proyecto de construcción de un nuevo oleoducto entre Añelo, centro de la urbanización Vaca Muerta, y la costa de Río Negro, que albergará la mayor terminal de exportación de crudo del país. El proyecto, denominado “Oleoducto Vaca Muerta Oil Sur”, se enmarca en el objetivo estratégico de la empresa de aumentar en 2,5 veces la capacidad de evacuación de la cuenca neuquina en los próximos tres años aprovechando al máximo la infraestructura disponible y los nuevos sistemas de transporte. . Se necesitarán dos fases para construir la nueva cueva. El […]

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Construcción: Neuquén arrancó 2023 con 1.000 nuevos puestos de trabajo

La provincia del Neuquén arrancó el 2023 con 1.000 nuevos puestos de trabajo en la construcción más que en diciembre pasado. Se trata de un crecimiento del 5,5% entre un mes y otro; y un 34,8% en términos interanuales. Las obras privadas y el sostenido ritmo de obra pública que lleva adelante el gobierno neuquino son las dos razones fundamentales de este incremento. Los datos fueron dados a conocer hoy en el informe de coyuntura que publicó el Instituto de Estadística y Registro de la industria de la Construcción (Ieirc). La provincia marcó el récord de 19.204 trabajadores, por encima […]

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Naturgy y Santander Consumer lanzan el programa “Reconectando Hogares”

Con el objetivo de brindar una mejor calidad de vida a las personas, Naturgy y Santander Consumer lanzan e impulsan el programa “Reconectando Hogares”, que está dirigido a aquellos hogares, del área de distribución de Naturgy BAN, que en este momento no cuentan con el servicio por desperfectos y fallas técnicas, y que requieren la intervención de un gasista matriculado para su reconexión.

Se trata de un programa al que, tanto clientes como matriculados, podrán adherirse de manera voluntaria para obtener y gestionar a través de la plataforma de Santander Consumer una línea de crédito, con una tasa nominal anual del 75%, que se puede pagar en hasta 48 cuotas mensuales que se incluirán en la factura de gas junto con el consumo. Para poder acceder al crédito, el cliente deberá ser mayor de 18 años y ser el titular de la factura de gas de Naturgy BAN.

“Esta herramienta que hemos diseñado junto a Santander Consumer, posibilita que los hogares tengan una instalación de gas segura realizada por un gasista matriculado pudiendo la familia que obtiene el crédito y realiza la adecuación de su instalación volver a disfrutar de todas las ventajas que significan disponer del gas natural por redes en el hogar” afirmó Bettina Llapur Directora de Comunicación y Relaciones Institucionales de Naturgy Argentina

La obtención del crédito es muy sencillo y 100% digital, sin armado de carpeta crediticia, ni firma física. Los pasos a seguir son:

1. el cliente deberá contactar a un gasista matriculado que se encuentre identificado en el listado de gasistas habilitados publicado en la web de Naturgy y adherido a esta campaña.

2. El gasista deberá acercase al domicilio del usuario para presupuestar la obra.

3. Si el cliente está de acuerdo, ambos se comunicarán con un call center (teléfono) para iniciar el proceso que es online y demora minutos.

4. Otorgada la financiación, el gasista puede iniciar la obra y realizar las adecuaciones técnicas necesarias en la instalación para poder solicitar la reconexión del servicio.

5. La obra le será abonada al gasista una vez que la distribuidora haya certificado los trabajos realizados y se le dé nuevamente el alta al cliente.

6. El crédito se comenzará a abonar recién con la primera factura del servicio.

“Es un proyecto en el cual venimos trabajando hace muchos meses y creemos que es una excelente oportunidad para que las personas tengan la posibilidad de conectarse nuevamente o readecuar sus conexiones al gas natural, desde una opción accesible, rápida y segura. Hoy en día muchas personas no pueden pagar de contado la instalación y esta posibilidad permite que más hogares puedan volver a contar con el servicio a través de una financiación y un servicio exclusivo.”, cuenta Roberto Lucke, Responsable de Consumo y Alianzas Comerciales de Santander Consumer.

Naturgy es pionero entre las empresas de servicios públicos, desde hace más de 30 años, en diseñar, desarrollar y brindar bienes y servicios a los clientes y usuarios, para brindarles herramientas nuevas que promueven confort y calidad en los hogares como los es el programa “Reconectando Hogares”. Esta iniciativa se suma a las otras tantas que ya llevó y lleva adelante siempre pensando en facilitar, superar, agilizar o dinamizar la vida de las personas y minimizar la pérdida de tiempo en trámites, mediante el uso de nuevas tecnologías y aplicaciones.

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

Santander Consumer es parte del grupo Santander y brinda servicios de financiación al consumo de manera responsable y sostenible a través de productos especializados que buscan contribuir con el desarrollo de las personas y las empresas, ofreciendo una amplia gama de soluciones de financiación en concesionarios, servicios, cadenas de distribución, comercios y desde una plataforma online llamada Todo en cuotas.

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En Malvinas, una petrolera israelí se prepara para iniciar actividades en el yacimiento Sea Lion

Se trata de Navitas Petroleum, una compañía de capitales israelíes asociada a la británica Rockhopper Exploration que iniciará actividades de exploración en el bloque Sea Lion, ubicado al norte de las Islas Malvinas. El Gobierno nacional ya sancionó a esta empresa en 2022. Desde el gobierno ilegítimo de Malvinas informaron que, entre el 27 de febrero y 3 de marzo último, un equipo de la petrolera israelí Navitas Petroleum visitó las Islas para interiorizarse para analizar el proyecto de desarrollo de la cuenca Sea Lion. La vocera de la ilegítima legislatura de Malvinas, Leona Roberts, aseguró que la reunión fue […]

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Petrobras impulsa la demanda de plataformas de aguas ultraprofundas

Esso Exploration and Production Guyana Limited (EEPGL), una subsidiaria de ExxonMobil Guyana, busca realizar estudios ambientales adicionales relacionados con sus operaciones petroleras para realizar numerosas consultas de “Evaluaciones de Biodiversidad y Monitoreo Ambiental” y “Evaluaciones Ambientales y Socioeconómicas”. El primero indica que la EEPGL tiene la intención de establecer un acuerdo para la prestación de servicios de consultoría para la evaluación de la biodiversidad terrestre y costera y el monitoreo ambiental en Guyana. El segundo establece que se prevé un acuerdo para comenzar a brindar servicios de consultoría para evaluaciones ambientales y económicas. Esto incluirá evaluaciones de impacto en el […]

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Petrobras impulsa la demanda de plataformas de aguas ultraprofundas

Según el informe Offshore Oracle más reciente de Evercore ISI, Petrobras ha sido un impulsor clave del mercado de plataformas de aguas ultraprofundas, representando más de una cuarta parte de todos los contratos flotantes en los últimos dos años. Se espera que el número de plataformas de Petrobras aumente en seis durante el próximo año, desde un mínimo actual de 19 (en comparación con 17 hace un año). Petrobras ahora está en negociaciones por seis contratos FPSO por un valor de hasta ocho en Brasil y uno por 24 años de trabajo en Colombia. El informe indicó que Petrobras está […]

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Estados Unidos: Subastan derechos en el Golfo de México

El gobierno de Estados Unidos realizará un subcontrato petrolero en el Golfo de México, la primera prueba de la necesidad de nuevas inversiones en la zona desde que la invasión rusa a Ucrania redujo el suministro de energía y elevó los precios. La venta cumple con una disposición de la ley de cambio climático de 2022 del presidente Joe Biden, la Ley de Reducción de la Inflación (IRA), que salvaguarda las reservas gubernamentales de petróleo y gas y exige que una venta en el Golfo se complete antes del 31 de marzo. Cuando se aprobó la IRA el año anterior, […]

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Petronas apunta a Argentina e Indonesia para invertir en GNL

Petronas, propiedad de Malasia, uno de los cinco principales productores de GNL del mundo, está considerando invertir en proyectos de licuefacción de gas en la cercana Indonesia y en la lejana Argentina para cumplir con sus objetivos de aumentar su capacidad global de producción de GNL. La empresa está buscando aumentar su producción de LNG en 21 millones de toneladas por año a 55 millones de toneladas/año para el 2030, confirmó en una presentación de ganancias reciente. Ambos proyectos ofrecen desarrollos integrados de Petronas, para instalar terminales de licuefacción de base flotante y el respaldo del gobierno de Buenos Aires […]

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PAE convoca a estudiantes para su programa Becas

La iniciativa cumple 20 años y cuenta con más de 350 estudiantes becados. El programa está destinado a estudiantes de carreras vinculadas a la energía de las provincias de Chubut, Santa Cruz y Neuquén.

Pan American Energy (PAE) lanzó la convocatoria para su programa de Becas Universitarias destinado a estudiantes de hasta 25 años, que cuenten con buen nivel académico, en carreras vinculadas a la industria energética de las provincias de Chubut, Santa Cruz y Neuquén.

Las becas PAE,que este año cumplen 20 años de vigencia ininterrumpida, hacen foco en la formación integral del estudiante, superando así la visión tradicional de apoyo económico que se tiene de una beca. A través de la Comunidad de Becarios PAE, la compañía ofrece un espacio de fortalecimiento de habilidades blandas, accesos a congresos y experiencias de intercambio con universidades de Estados Unidos.

PAE lleva adelante esta iniciativa en un trabajo articulado con la Fundación Cimientos, el Ministerio de Educación de Chubut, el Concejo Provincial de Educación de Santa Cruz, la Universidad Nacional de la Patagonia San Juan Bosco (UNPSJB), la Universidad Nacional de la Patagonia Austral (UNPA) y la Universidad Nacional del Comahue (UNCOMA).

Para conocer las carreras alcanzadas y aplicar a la beca, los postulantes podrán ingresar hasta el próximo 5 de abril en www.becaspae.com

Con esta propuesta Pan American Energy busca acompañar de forma integral a los futuros profesionales para que puedan ingresar, continuar y finalizar sus estudios universitarios.

En estos 20 años el programa Becas PAE acompañó a más de 350 jóvenes que conforman una red que promueve la interacción, promoción y la colaboración, con el objetivo de ayudarlos a cumplir con sus metas de estudio y animarlos a que sean promotores activos del crecimiento de sus comunidades”, explicó Agustina Zenarruza, Gerente de Sustentabilidad de Pan American Energy.

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Pan American Energy lanzó la convocatoria para su programa de becas universitarias

Pan American Energy (PAE) lanzó la convocatoria para su programa de becas universitarias destinado a estudiantes de hasta 25 años, que cuenten con buen nivel académico en carreras vinculadas a la industria energética de las provincias de Chubut, Santa Cruz y Neuquén.

Las becas PAE,que este año cumplen 20 años de vigencia ininterrumpida, hacen foco en la formación integral del estudiante, superando así la visión tradicional de apoyo económico que se tiene de una beca. A través de la Comunidad de Becarios PAE, la compañía ofrece un espacio de fortalecimiento de habilidades blandas, accesos a congresos y experiencias de intercambio con universidades de Estados Unidos.

PAE lleva adelante esta iniciativa en un trabajo articulado con la Fundación Cimientos, el Ministerio de Educación de Chubut, el Concejo Provincial de Educación de Santa Cruz, la Universidad Nacional de la Patagonia San Juan Bosco (UNPSJB), la Universidad Nacional de la Patagonia Austral (UNPA) y la Universidad Nacional del Comahue (UNCOMA).

Inscripción

Para conocer las carreras alcanzadas y aplicar a la beca, los postulantes podrán ingresar hasta el próximo 5 de abril en www.becaspae.com

Con esta propuesta Pan American Energy busca acompañar de forma integral a los futuros profesionales para que puedan ingresar, continuar y finalizar sus estudios universitarios.

En base a esta iniciativa, Agustina Zenarruza, gerente de Sustentabilidad de Pan American Energy, explicó que “en estos 20 años el programa Becas PAE acompañó a más de 350 jóvenes que conforman una red que promueve la interacción, promoción y la colaboración, con el objetivo de ayudarlos a cumplir con sus metas de estudio y animarlos a que sean promotores activos del crecimiento de sus comunidades”.

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, Redaccion EconoJournal

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China compró GNL en Yuanes

China acaba de completar su primera transacción de gas natural licuado (GNL) realizada en yuanes, según informó el martes la Shanghai Petroleum and Natural Gas Exchange (Bolsa de Petróleo y Gas Natural de Shanghai).

El gigante estatal chino del petróleo y el gas CNOOC y TotalEnergies completaron la primera operación de GNL en el mercado con pago en yuanes, dijo la bolsa en un comunicado recogido por Reuters.

El comercio implicó alrededor de 65.000 toneladas de GNL importado de los Emiratos Árabes Unidos (EAU), agregó la Shanghai Petroleum and Natural Gas Exchange.
El gigante francés, uno de los principales comerciantes de GNL del mundo, confirmó a Reuters que la operación se refería a GNL importado de los EAU, pero declinó hacer más comentarios sobre el acuerdo.

China lleva años intentando establecer más acuerdos comerciales en yuanes para aumentar la relevancia de su moneda en los mercados mundiales y desafiar el dominio del dólar estadounidense en el comercio internacional, incluido el energético.
Durante una visita histórica a Riad en diciembre, el presidente chino, Xi Jinping, afirmó que China y los países árabes del Golfo Pérsico deberían utilizar la Shanghai Petroleum and National Gas Exchange como plataforma para llevar a cabo la liquidación en yuanes de los intercambios de petróleo y gas.

“China continuará importando grandes cantidades de petróleo crudo de los países del CCG, ampliará las importaciones de gas natural licuado, reforzará la cooperación en el desarrollo de petróleo y gas, servicios de ingeniería, almacenamiento, transporte y refinado, y hará pleno uso de la Shanghai Petroleum and National Gas Exchange como plataforma para llevar a cabo la liquidación en yuanes del comercio de petróleo y gas”, dijo Xi en diciembre, según recoge Reuters.

Aunque la moneda china se ha hecho un hueco en el comercio mundial, el yuan sólo representa el 2,7% del mercado, frente al 41% del dólar estadounidense.
En el último año, Rusia ha recurrido al comercio en yuanes a raíz de las sanciones occidentales a sus exportaciones, importaciones y comercio energético, ya que la divisa china se ha convertido en la única alternativa de Putin para reducir su exposición al dólar estadounidense y al euro.
Fuente: OilPrice

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Arceo: “Argentina no puede incorporar más potencia renovable porque no tiene redes de transmisión de energía eléctrica”

Nicolás Arceo, director de la consultora Economía y Energía, analizó las causas que produjeron el apagón del pasado 1 de marzo en el Área Metropolitana de Buenos Aires y varias provincias. “Hubo una demanda record de energía por la ola de calor y a eso se sumó que el sistema argentino no tiene inversiones en redes de alta tensión desde el año 2013”, aseguró en diálogo con EconoJournal a la salida del encuentro Vaca Muerta Insights, un evento exclusivo organizado por La Mañana de Neuquén y EconoJournal. A su vez, explicó que “el problema es que hoy Argentina no puede incorporar más potencia renovable, ni eólica ni solar porque no tiene redes de transmisión de energía eléctrica”.

El economista sostuvo que “si se hubiera tenido una red más robusta y mayor cantidad de líneas probablemente el apagón se hubiera evitado”. Además, agregó que “Argentina tampoco cuenta con una red o una línea que permita conectar las represas Néstor Kirchner y Jorge Cepernic que se van a terminar en el sur. Más allá del apagón, se necesita incorporar potencia y para lograr esto se van a necesitar nuevas líneas”.

Soluciones

A entender de Arceo, para solucionar el problema de infraestructura “el Estado y el sector privado tienen que trabajar para lograr algún método que permita acercar y potenciar la inversión para poder desarrollarla. Históricamente la infraestructura eléctrica y gasífera la desarrolló el Estado nacional o con garantía del mismo.”

En esa línea, el director de Economía y Energía planteó que “este gobierno y el que viene van a tener que pensar en estrategias alternativas que permitan a través de un contrato PPA (acuerdo de compraventa de energía limpia a largo plazo) -del estilo de generación eléctrica- ampliar las redes de transporte de energía eléctrica como de gas natural”.

Los límites que impone la transición

Arceo exhibió que el conflicto bélico entre Rusia y Ucrania abrió una oportunidad para que Argentina se convierta en un país exportador de recursos puesto que los países europeos que dependían del gas ruso comenzaron a buscar nuevos mercados. No obstante, advirtió que “la aceleración de la transición energética le pone fecha de caducidad a los recursos de Vaca Muerta”.

Frente a esto, Arceo explicó que “Argentina puede ser un exportador confiable, pero para eso tiene que hacer un programa de transición energética consistente y un plan de mitigación de emisiones en la cadena de petróleo y gas natural al nivel de los países desarrollados, y eso todavía no ocurre”. 

Siguiendo con esto, consideró que “ese plan tendría que contemplar estrategias de mitigación del nivel de emisiones en los distintos eslabones de la cadena, siguiendo las prácticas de la EPA, la Agencia de Protección Ambiental de Estados Unidos”.

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, Loana Tejero

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Antonio Almonte anunció nuevas licitaciones en República Dominicana y un objetivo de 800 MW renovables

En el marco del Latam Future Energy Mexico, Central America and the Caribbean Renewable Energy Summit realizado en República Dominicana, el ministro de Energía y Minas (MEM) de ese país, Antonio Almonte, adelantó los planes de gobierno en lo que respecta a la promoción de inversiones en energías renovables.

“A partir de mayo, todo proceso de contratación de renovables será mediante licitaciones públicas internacionales competitivas para fortalecer la transparencia. Si se gestiona bien, el país conseguirá mejores tecnologías y mejores precios en los proyectos que se van instalando”, anunció.

De esta forma, aclaró que se ha reducido significativamente los plazos o los tiempos de conocimiento y entrega de las concesiones y que siguen trabajando en mejorar aún más esos procesos.

En tanto a las proyecciones para este 2023 destacó: «En menos de dos años, duplicamos la capacidad de generación de renovables y otorgamos 16 concesiones definitivas para nuevos proyectos. Esperamos que este año entren en línea todos esos proyectos que suman unos 800 MW”.

“Estos son números muy pequeños para muchas naciones de América Latina, pero son suficientemente grandes para sistemas eléctricos de la magnitud de la República Dominicana, país que ha adquirido un impulso en la transformación energética que no tenía precedentes en nuestra historia”, agregó en la apertura del Future Energy Summit.

En esta línea, destacó que la Comisión Nacional de Energía (CNE) emitió dos resoluciones (Res CNE-AD-0003-2023 y Res CNE-AD-0004-2023) destinadas a la inclusión de sistemas de almacenamiento de energía eléctrica con baterías para los proyectos de energías renovables variables (ERV) y las condiciones particulares para tramitar las solicitudes de concesiones para generación con almacenamiento BESS.

El ministro señaló que actualmente se discute en la Superintendencia de Electricidad, un nuevo reglamento para la generación distribuida de suma importancia para el país.

La cartera estaría analizando cuál sería el modelo de compensación para los bancos de almacenamiento mediante las empresas de transmisión y distribución, cuáles serían los incentivos para brindar a los proyectos y si es preciso exigir un porcentaje de almacenamiento mínimo a nueva capacidad renovable a instalar.

En tanto, el ministro confirmó: “Aprobamos por decreto presidencial, la renovación o actualización del reglamento de aplicación de la Ley de Incentivos Renovables en la República Dominicana donde se introduce el tema de las licitaciones competitivas para el otorgamiento de contratos de compra venta de energía en proyectos renovables”. 

A su vez, resaltó que fue aprobada esta semana en el Senado de la República un proyecto de ley de eficiencia energética, que actualmente pasó a la Cámara de Diputados.

“Todas estas iniciativas demuestran que República Dominicana vive un proceso de revolución en políticas y acciones energéticas. El Gobierno tiene como propósito conseguir que en el 2025 el 25% de la energía que demanda el país sea abastecida por fuentes renovables y continuar en ese proceso”, concluyó. 

 

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Creció la producción de gas en EE.UU

La producción de gas natural de EE.UU creció un 4% (4.900 millones de pies cúbicos diarios [Bcf/d]) en 2022, con una media de 119 Bcf/d. Tres regiones -Appalachia, Permian y Haynesville- representaron el 60% de toda la producción estadounidense en 2022, proporción similar a la de 2021, de acuerdo con las cifras de la EIA (Energy Information Administration)
En 2022, la región de los Apalaches en el noreste produjo más gas natural que cualquier otra región de EE.UU., representando el 29% de las extracciones brutas de gas natural de EE.UU. (o 34,6 Bcf/d).

Aunque los Apalaches siguen siendo la región productora de gas natural más prolífica de EE.UU., el crecimiento de su producción se ha ralentizado porque no se dispone de suficiente capacidad de transporte por gasoducto para transportar más gas natural. En 2022 no se produjo ninguna ampliación importante de la capacidad de los gasoductos del noreste. En 2021, las extracciones brutas de gas natural en la región de los Apalaches habían crecido en 1,4 Bcf/d. En 2022, el crecimiento fue de solo 0,1 Bcf/d, menos que en 2020, cuando la pandemia COVID-19 y los esfuerzos de mitigación posteriores limitaron el crecimiento de la producción.

La región del Pérmico, en el oeste de Texas y Nuevo México, es la segunda mayor región productora de gas natural de Estados Unidos, y representa el 18% de la producción estadounidense. En 2022, las extracciones brutas de gas natural aumentaron en 2,6 Bcf/d en el Pérmico, con una media de 21,0 Bcf/d.

Las extracciones brutas de gas natural en la región de Haynesville, en Luisiana y Texas, aumentaron en 2,0 Bcf/d en 2022 hasta alcanzar los 15,3 Bcf/d, o el 13% de las extracciones brutas de gas natural de Estados Unidos. La región de Haynesville es un lugar estratégico para que los operadores perforen en busca de gas natural debido a su proximidad a la Costa del Golfo, donde la demanda de terminales de exportación de gas natural licuado e instalaciones industriales ha ido en aumento. Las extracciones brutas de gas natural en la región de Eagle Ford, en Texas, aumentaron 0,9 Bcf/d (18%) en 2022, el primer año en que aumentaron desde 2019.

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El compromiso de Wintershall con el medioambiente

En el marco del proyecto Greensand para mitigar los efectos del cambio climático Wintershall Dea anunció nuevos almacenamientos de CO2
“Marzo fue un mes histórico en los esfuerzos de Europa por proteger el clima. Por primera vez, toda la cadena de valor de captura y almacenamiento de carbono (CCS) se implementó a través de las fronteras para mitigar el cambio climático. Como parte del proyecto “Greensand”, nosotros y nuestros socios transportamos dióxido de carbono desde una planta industrial en Bélgica a Dinamarca, donde se almacenó de manera segura en el agotado campo petrolero Nini West en el Mar del Norte danés” comentó Mario Mehren,CEO de la empresa

Durante la fase de demostración, se inyectarán hasta 15.000 toneladas de CO2 en el embalse a principios de abril. A partir de 2025/26, se podrían inyectar 1,5 millones de toneladas de dióxido de carbono cada año. En la fase final de expansión, que comenzará en 2030, se prevé que esta cifra aumente hasta 8 millones de toneladas de CO2 por año, o más del 13 por ciento de las emisiones anuales totales de Dinamarca. Nuestra participación en el proyecto Greensand demuestra claramente que queremos ser parte de la solución, ampliando nuestras actividades en el campo de la gestión del carbono y el hidrógeno.

Nuestro objetivo es garantizar la seguridad del suministro y mitigar el cambio climático. En nuestra conferencia de prensa anual y en el informe anual actual, hemos esbozado cómo pretendemos convertirnos en una de las empresas de gestión de gas y carbono líderes en Europa.

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República Dominicana y Puerto Rico ponen el foco en licitaciones de renovables e incorporación de almacenamiento

Comenzó el mega evento “Latam Future Energy: Mexico, Central America and The Caribbean Renewable Energy Summit” en el Hotel Continental Real Santo Domingo de República Dominicana. 

Y más de 400 personas del sector energético presenciaron la primera de las dos jornadas de intenso debate, entre las que se encuentran autoridades de gobierno de la región, líderes empresarios y administradores de fondos de inversión.

Uno de los focos del día inaugural estuvo puesto en los objetivos de descarbonización regional y  cambios regulatorios que se avecinan en los países en pos de contar con una mayor participación y penetración de las renovables y de las tecnologías de almacenamiento de energía y el hidrógeno verde.

Tal es así que República Dominicana recientemente profundizó el debate sobre la ley armonizada del subsector eléctrico y modificó la Ley N° 57-07 (Incentivos al Desarrollo de Fuentes Renovables), para la cual tiene 90 días para que entre en vigencia. 

“Con ello tratamos de mejorar el marco regulatorio con temas relativos a las concesiones, limitaciones, aplicaciones de reglamento de la ley, pero también que las licitaciones de renovables sean procesos transparentes y competitivos tendiente a bajar los precios de la generación”, afirmó Rafael Orlando Gómez, viceministro de Energía del país, durante el evento de Future Energy Summit. 

“Se trabajó en la adecuación de las regulaciones a fin de permitir mayor penetración de las energías renovables sin afectar la seguridad de la operación y para que puedan participar en la prestación de servicios complementarios y pago por capacidad”, complementó Aura Caraballo, miembro del Consejo Administrativo de la Superintendencia de Electricidad de República Dominicana. 

Y desde el Ministerio de Energía y Minas del país, en conjunto con la Comisión Nacional de Energía y la Superintendencia de Electricidad, trabajan para el reglamento de generación distribuida y el pago de los servicios de baterías, el cual “saldrá en los próximos días para definir cómo se abonará los sistemas de almacenamiento que se instalen”, según dio a conocer Rafael Orlando Gómez. 

Por otro lado, autoridades de Puerto Rico también participaron del mega evento y pusieron la mirada en la continuidad de los procesos licitatorios para las renovables y en buscar mecanismos más creativos que permitan maximizar la autogeneración y el despliegue de sistemas de almacenamiento, como también la modernización y reconstrucción de la red eléctrica para asegurar la transición energética.

“Tenemos más de 70000 prosumidores con un sistema renovable instalado en sus techos y cerca de 400 MW en generación distribuida. Sumado a que aspiramos a lograr el 40% de generación renovable para el 2025, lo que se traduce en una serie de licitaciones para alcanzar el total de 3750 MW”, sostuvo Francisco Berrios Portela, Deputy Chief of Staff for Energy Affairs de Puerto Rico. 

“Las licitaciones incluyen almacenamiento de 1500 MW por 4 horas. Mientras que los contratos que se están finalizando agregan una cantidad de 200 MW de storage y exploramos otros mecanismos, como el desarrollo del hidrógeno”, amplió. 

A lo que se debe añadir que el país ya está construyendo uno de los primeros proyectos de la nueva vertiente de renovables a gran escala, puntualmente una finca de 90 MW, y posee 18 contratos adicionales en los que se trabaja para que las obras puedan iniciar obra a la mayor brevedad posible. 

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Cayeron las inversiones de las eólicas en la UE

Más de un 50% cayeron las inversiones en el sector eólico europeo según WindEurope, anteriormente Asociación Europea de Energía Eólica (EWEA) con sede en Bruselas.
Durante 2021 se invirtieron 41 mil millones de euros contra los 17 mil millones registrados en 2022, la cifra más baja desde 2009
Fueron varias las variables económicas que determinaron el descenso, entre ellas, el encarecimiento de la producción, las intervenciones en los mercados, las barreras burocráticas y la subida de los tipos de interés.
Esos 17.000 millones se traducen en una capacidad total de 12 GW, 10 de ellos en la UE, que se construirán en los próximos años, en su mayor parte en tierra salvo por Francia, que sí atrajo inversiones en “dos pequeños proyectos eólicos marinos flotantes con una capacidad total de 60 megavatios (MW)”.
En su informe anual Financing and Investment Trends elabordo por WindEurope surge que la UE instaló 16GW en Europa y que construirá nuevos parques por 20GW en los próximos cinco años. No obstante, la UE necesita construir 31 GW de nuevos aerogeneradores cada año para alcanzar los objetivos de 2030
Casi toda la capacidad financiada correspondió a parques eólicos terrestres. Francia fue el único país que financió dos pequeños proyectos eólicos marinos flotantes con una capacidad de 60 MW
La caída de las inversiones de 2022 obedecen al encarecimiento de los insumos y de las interrupciones en la cadena de suministro. A la vez, el aumento de los costos de las materias primas y del transporte marítimo internacional por la guerra en Ucrania y el aumento de la inflación favorecieron a un incremento del 40% el valor de los aerogeneradores.

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Sungrow lanza inversores para parques solares que atienden bloques de 8,8 MW a 40°C

República Dominicana fue sede del Latam Future Energy Mexico, Central America and the Caribbean Renewable Energy Summit, donde diferentes autoridades de gobierno e importantes players de la región analizaron nuevos desarrollos en energías renovables.

Uno de ellos fue Oliver Quintero, Key Account Manager de Sungrow, líder mundial en soluciones energéticas inteligentes, quien presentó el lanzamiento más reciente de la compañía: los nuevos inversores centrales y modulares para granjas. 

Se trata de contenedores de 40 pies, que permiten atender bloques de hasta de 8.8 megas a 40°C.  

“Lo entendemos como proyectos de 10 MW o más, donde las partes son muy fáciles de intercambiar para restablecer el servicio en caso de alguna falla.  El objetivo es hacer “un quitar y poner”, pero con equipos mucho más robustos con tasas de falla menores”, describió Quintero en el evento Latam Future Energy.

La topología son cajas de combinación que llegan al inversor central. Estos equipos cuentan con transformador y hasta 8 módulos de potencias, cada uno de 1.1 MW. 

Adicionalmente, el equipo incluye en su interior un logger que va a ser la comunicación con el sistema jerárquico superior para administrar cada uno de los subcomponentes. 

“Son soluciones con Internet de las Cosas. El logger permitirá una mejor protección electromecánica y conectará todo a un sistema de escada cumpliendo con los requerimientos que exija el código de red”, explicó.

Entre otras virtudes que ofrece el nuevo sistema, el especialista enfatizó: “Les permitirá a los principales fabricantes de transformadores una mayor flexibilidad para los diferentes proyectos. Permitirán la doble funcionalidad de tomar la energía ya sea de las baterías o de paneles fotovoltaicos”.

Es un equipo que va a disminuir mi LCOE, porque tendrá mucha más potencia y seguridad por cada inversor y podrá ser sobrecargado hasta un 180%. Entonces, almacenará energía sobrante en las baterías”, resaltó. 

Además, aseguró que tendrán una vida útil de hasta de 21 años en baterías y una capacidad de descarga aumentada en más del 14%. De esta forma, van a proveer de shifting en energía, autoconsumo, micro redes, gestión de la demanda y respaldo. 

Alta presencia de Sungrow en Latam

A su vez, el experto destacó el apetito de la compañía por Latinoamérica: “Vemos un crecimiento sostenido en la región y podemos entregar total confianza a los proyectos que se están desarrollando con equipos muy profesionales”.

 “Somos la fábrica más grande de inversores del planeta. A nivel global, hemos entregado más de 269 GW. En República Dominicana llevamos más de 200 MW vendidos para Utility Scale, pero también tenemos a nivel Latinoamérica, 6 GW en Brasil, 3 GW en Chile, 650 MW en México y 500 MW en Colombia”, añadió.

De acuerdo a Quintero, la compañía tuvo un crecimiento sostenido en la última década de más del 40% interanual y una capacidad entregada de más de 46 GW a nivel mundial. 

“Estas cifras son bastante relevantes considerando que el año pasado se vendieron más de 320 GW alrededor del planeta y nosotros tenemos una capacidad instalada superior a los 90 GW”, concluyó. 

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Total Logistics Solutions analiza los retos del transporte e importaciones para el sector renovable

Se vislumbra un 2023 complejo en términos de oferta y demanda de transportes de mercancías y el sector energético renovable no es la excepción.

Después de tres años de cambios fluctuantes en los volúmenes de carga, aumento sostenido de tarifas de transporte marítimo sobre todo y una demanda que resultó sorprendente, se generan cada vez más preguntas en torno a la logística, transporte e importaciones.

¿Qué situación de disponibilidad y costos de flotas para el transporte maritimo se enfrenta la región? ¿Qué barreras aparecen para la importación de componentes renovables? ¿Qué variables los exponen a demoras de contenedores en los puertos? ¿Qué rol juega el proceso aduanal?

Manuel Peña, gerente general de Total Logistics Solutions (TLS), participará de un panel de alto nivel junto a fabricantes, desarrolladores, generadores e inversionistas para hablar sobre el escenario actual del «Desarrollo renovable en México y el Caribe» donde analizará algunos de estos puntos.

En la antesala de aquel panel en el próximo evento de Future Energy Summit, ejecutivos de TLC accedieron a adelantar su testimonio exclusivo y compartir su análisis del mercado.

¿Qué balance realizan sobre la evolución del transporte de mercancía tras la pandemia? 

Estamos transitando un periodo de desaceleración provocado además de los confinamientos provocados por la pandemia, por los acontecimientos sociopolíticos y debilitación en economías fuertes como lo es China. Además, ha habido un aumento de inflación, lo cual ha provocado que los consumidores gasten menos y por ende que haya más oferta que demanda, lo cual ha provocado una disminución en fletes de hasta un 85% vs inicios del 2022.

Esta realidad provoca que haya disponibilidad de espacios y fletes bajos, lo cual puede ser aprovechado por muchos pero para otros con mercancías en inventario costeadas con fletes del pasado reciente, representa un reto comercial.

¿Qué retos se suman a la importación de componentes para la industria de las energías renovables en República Dominicana? 

El tiempo que se agota en el proceso de exoneración de insumos por los pasos que conlleva vs los días libres para  el retorno del contenedor y los costos de la estadía en puerto en la importación de la carga es uno de los principales retos a los que se enfrenta el importador de este sector ya que retrasos en el flujo del proceso repercuta en extra costos que pudieran impactar significativamente en el presupuesto definido.

El proceso aduanal juega un rol fundamental para que los materiales puedan recibirse en el área de los proyectos una vez la mercancía arriba al puerto en Dominicana ya que este es un proceso especial que solo se logra agotar de manera eficiente si se cuenta con la experiencia y el conocimiento tanto del proceso y de la ley que rigen la exoneración de un grupo de materiales.

El almacén en caso de estar de por medio y el transporte terrestre a su vez seguido por la gestión de aduanas son procesos también muy relevantes que pueden impactar la planificación operativa en el proyecto.

¿Qué trámites de gestión con aduana creen que podrían simplificarse para agilizar el ingreso de tecnología renovable?

Despacho de mercancía con entrega provisional, pendiente de exoneración por parte de la CNE, con alguna garantía de por medio que pudiera ser una fianza o algún otro instrumento definido por las autoridades.

El proceso de exoneración de la CNE para posteriormente realizar el despacho de las cargas implica un tiempo aproximado de 14 días laborables por la intervención de los diversos ministerios involucrados.

Esta es una opción que pudiera disminuir costos por demora de contenedores en puerto y almacenaje de carga. Siempre que el importador cumpla con las reglas establecidas por aduanas, hacer esto pudiera agilizar y simplificar el proceso.

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Proponen avanzar en soluciones grid – forming para la incorporación de más renovables en Chile

El sector energético de Chile continúa preocupado por los posibles vertimientos de energías renovables e insolvencias de empresas adjudicadas en pasadas licitaciones de suministro que podrían darse a lo largo del 2023. 

Tal es así que desde la entidad Chilean Solar Energy Research Center (SERC Chile) plantearon que existen soluciones a corto y mediano plazo para evitar un problema que aumentó exponencialmente en los últimos años.

“Tenemos vertimientos de renovables en donde los números son alarmantes, de 127 GWh en 2019 a 1500 GWh en 2022, lo que nos muestra una señal de que algo no está funcionando. Por ley, la transmisión debería estar pero el problema es que no está, porque tenemos una mala constelación en el país, obras que se retrasan y nos metemos en un cuello de botella”, sostuvo Claudia Rahmann, directora del SERC Chile. 

Ante ello, la especialista planteó que se requieren revisar y mejorar los procesos de planificación para lograr más robustez en el Sistema Eléctrico Nacional (SEN), mediante la innovación y el cambio de tecnología en la infraestructura eléctrica. 

“Necesitamos pasar a convertidores más sofisticados, de grid – following a grid – forming. Los que tenemos hoy en día, no son lo mejor que podríamos tener, pero aún no se encuentran en etapa madura para su implementación, manifestó Rahmann.

“Está claro que los sistemas eléctricos no podrán incorporar más renovables en modo grid – following. Necesitamos investigar los límites del grid – following y avanzar en soluciones de tipo grid – forming, como su implementación en escala real”, agregó. 

Esto significaría realizar una transición en sistemas de control, cambiar el paradigma y explorar nuevas oportunidades y esquemas que permitan manejar los sistemas eléctricos “con miles de millones de unidades” distribuidas en diversos niveles de tensión. 

“Si no empezamos a generar innovación, a ser creativos, no alcanzaremos las metas renovables que tenemos como país porque no lograremos incorporar toda la capacidad de generación que queremos”, afirmó la directora del SERC Chile. 

Y cabe recordar que justo la integración de la energía renovable (principalmente fotovoltaica) con los sistemas de almacenamiento y sistema de grid – forming es una de las diez tendencias de energía inteligente consideradas para cambiar el rumbo del mundo a un futuro más sustentable. 

¿Por qué? De acuerdo a un informe de la Agencia Internacional de Energías Renovables (IRENA) y Huawei, a medida que más energías renovables alimentan las redes eléctricas, surgen varios problemas técnicos complejos en términos de estabilidad del sistema, equilibrio de potencia y calidad de la energía

Por lo tanto, se necesita un nuevo modo de control para aumentar la capacidad de control y respuesta de la potencia activa/reactiva y mitigar activamente las fluctuaciones de frecuencia y voltaje.

Ante ello, el reporte destaca que con la integración de energía solar y sistemas de almacenamiento, así como la tecnología Grid Forming, se podrían construir “generadores FV+ESS inteligentes” que utilicen control de fuente de voltaje en lugar de control de fuente de corriente y brindar un “fuerte soporte de inercia, estabilización de voltaje transitorio y capacidad para manejo de fallas”.

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Jujuy analiza un mayor fomento parques fotovoltaicos híbridos, la biomasa y la energía hidráulica

El gobierno de Jujuy avanza en el desarrollo y participación de más energías renovables en la provincia, ya sea mediante la ampliación de 200 MW del parque solar Cauchari (pasará de 300 MW a 500 MW de capacidad) como también en proyectos de baja y mediana escala de otras fuentes de generación. 

“Todo lo que hagamos en inversiones debe estar apuntado a los ODS y la neutralidad de carbono. Y una sola tecnología renovable no es buena, siempre se combina para que cuando falte una, esté la compensación de la otra”, afirmó Marcelo Nieder, director de Desarrollo de Energía Renovable y Eficiencia Energética de Jujuy. 

“Lo estamos desarrollando en Jujuy, probando la fotovoltaica y acumulación, además que apostamos a la biomasa e hidráulica para hacer experimentos para que, llegado el momento, podamos vender los recursos con la combinación de tecnologías garantizando las mismas con valores y mediciones”, agregó durante un evento. 

Con ello se prevé sacarle provecho a centrales bioenergéticas de pequeña escala como también a la acumulación en baterías de litio, considerando que Argentina es el cuarto productor mundial de ese mineral (la tonelada se vende a USD 50000) y que Jujuy cuenta con una capacidad para extraer 82000 toneladas y que el objetivo a corto y mediano plazo es fabricar las propias baterías. 

“Entonces tratamos de combinar esos tres tipos de tecnologías y está en nosotros definir y marcar un rumbo con políticas públicas para acomodarnos con un plan de inversión para Argentina desde cada provincia”, manifestó el director de Desarrollo de Energía Renovable y Eficiencia Energética. 

Hecho que se da en un contexto donde las bioenergías tendrán un mayor rol a nivel nacional ya que podrán competir en los dos renglones de la licitación de renovables y almacenamiento, denominada RenMDI, que realiza CAMMESA junto a la Secretaría de Energía de la Nación.  

“También estamos apostando a la generación distribuida, que tendrá un fuerte impacto en la diversificación de la matriz energética. Ya trabajamos con edificios públicos y escuelas nuevas donde se incorporan generadores fotovoltaicos bajo la GD”, complementó.

Puntualmente, Jujuy reglamentó su ley N° 6023 de generación distribuida de energía renovable a fines del año pasado tras casi cinco años de la aprobación y publicación de la normativa provincial. 

Y el Ministerio de Infraestructura, Servicios Públicos, Tierra y Vivienda (MISPTyV), en el marco de la política de generación distribuida de energías renovables, tiene en marcha los primeros generadores fotovoltaico para abastecer a un edificio de oficinas de la administración pública y las escuelas técnicas EET1 Y EET2. 

La GD está contenida en el Plan Maestro Plurianual de Desarrollo Jujuy 2021-2023, que entre sus múltiples obras y acciones proyecta parques solares de entre 6 a 12 MW de capacidad, conectados a la red de distribución, con un aporte total previsto de 96 MW distribuidos en las regiones del Valle, Puna y Quebrada. 

Los primeros totalizarán una inversión aproximada de USD 55.000.000 y serán en Zona Franca Perico (6 Mw), Cannava S.E. (6 Mw), Guerrero (12 Mw), El Carmen (3 Mw), Los Lapachos (6 Mw), Caimancito (6 Mw), Lavayén (3 Mw) y Nuevo Complejo Penitenciario en Chalicán (6 Mw)

A ello se agrega que Jujuy cuenta con alrededor de 3800 usuarios con sistemas fotovoltaicos, aunque muchos de ellos tienen tecnología antigua, sistemas de 12v que se repartieron en base a las necesidades básicas de décadas pasadas. 

Por lo que una de las iniciativas, en conjunto con EJESA (empresa distribuidora), es el recambio de esa tecnología pasada por equipos más nuevos, de 220v y con potencias superiores a los 700 kW, para brindar una mejor calidad de vida a esos usuarios, según explicó el especialista.

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Preocupa la posible falta de financiamiento para concretar proyectos eólicos offshore en Brasil

Brasil cuenta con un elevado interés en la industria de la energía eólica offshore, a tal punto que Instituto Brasileño de Medio Ambiente y Recursos Naturales Renovables (IBAMA) registra 70 proyectos en proceso de licenciamiento ambiental, por un total de 176851 MW de potencia. 

Sin embargo, desde la Asociación Brasileña de Energía Eólica (ABEEólica) están preocupados por la situación económica actual del país y la posible limitación de financiamiento para concretar la instalación de ese tipo de desarrollos en el corto plazo. 

Elbia Gannoum, presidenta ejecutiva de ABEEólica, planteó que si bien con la nueva administración hay nuevas perspectivas de crecimiento del mercado a partir de políticas pública y la regulación de mecanismos, “todavía el crecimiento económico no alcanza”. 

“Necesitamos encontrar mecanismos de financiación para proyectos eólicos y solares, tecnologías que ya son competitivas y abundantes; pero nuestra situación no es muy favorable, las tasas de interés e impuestos son bastante altos y los inversionistas están siendo empujados hacia otros mercados, precisamente porque no hay seguridad a mediano o largo plazo en cuanto a precios”, afirmó durante un encuentro del Banco Interamericano de Desarrollo (BID). 

“La base para la introducción de nuevas tecnologías es una posición firme del gobierno. Ese posicionamiento no necesariamente implica hacer que el dinero esté disponible, pero se requiere señalar el camino a largo plazo para el desarrollo”, agregó. 

Puntualmente se observa un elevado potencial cuando se trata de producir energía, hidrógeno verde o sus derivados, ya sea para el consumo propio de diversos sectores o para la exportación a países con una elevada demanda en el transcurso de los próximos años o décadas. 

Incluso, la consultora alemana Roland Berger pronosticó un potencial de R$ 100 mil millones para el H2V en Brasil, con el cual el país podrá ser uno de los grandes jugadores a nivel mundial, pero para ello remarcó que se necesitará añadir 70 GW de electrólisis y 170 GW de capacidad renovable, además de incentivos para la producción.

Asimismo, Gannoum reconoció que aún se deben tomar cartas en materia regulatoria como también indicios que fomenten la demanda futura. Por lo que desde la Asociación trabajan para tener la primera licitación de energía eólica offshore de Brasil en el segundo semestre del corriente año

Y cabe recordar que en octubre del 2022, el gobierno de Brasil publicó la Ordenanza N° 52/GM/MME por la que planteó los lineamientos para el aprovechamiento y futuras convocatorias de proyectos de generación eléctrica en aguas jurisdiccionales del país, entre las que se identificó la celebración de contratos de cesión de uso para la implantación y explotación de una central, la promoción de licitaciones públicas y la definición de la forma de cálculo, pago y sanciones por mora o retraso y descuentos relacionados con el pago adeudado al gobierno federal. 

Hecho que podría continuar con la gestión de Luiz Inácio Lula da Silva, considerando que el presidente electo prometió reducir las emisiones del país, de forma tal que en su momento deslizó que quiere hacer de Petrobras un importante inversor en nuevas energías, con la vista puesta en la transición energética, con inversiones en energía eólica marina e hidrógeno como principales focos. 

Las seis promesas de Lula para vigilar el sector energético brasilero

“Durante los últimos cuatro años tuvimos dificultades para dialogar sobre el cambio climático o la transición energética, pero la nueva administración está realmente abierta para hablar sobre estos temas y, además, entiende que la infraestructura del sector energético es una variable importante y un componente para el desarrollo. Por ende, estamos presentando una propuesta de inversiones que se realizarán en H2V y eólica offshore”, aseguró la presidenta ejecutiva de ABEEólica. 

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Baterías con energía limpia: Un sistema de respaldo confiable y sustentable para casos de emergencia

A nivel mundial hemos sido testigos de cómo los eventos climatológicos han ido en aumento como consecuencia del cambio climático y Chile no ha estado al margen de estas variaciones. Con la llegada del otoño-invierno, el viento y la lluvia comienzan a acercarse a la zona centro-sur de nuestro país, evidenciado el escenario que enfrentamos todos los años: los temidos cortes de suministro eléctrico.

Esto genera diversas complejidades, desde que algunos aparatos se pueden estropear, no poder calefaccionar los espacios, mantener los alimentos frescos, como también -en tiempos tan digitalizados- es clave poder cargar dispositivos de uso diario, como un teléfono móvil, tablet o computador. Para evitar estos inconvenientes, se hace indispensable contar con un sistema de respaldo eléctrico que proporcione una solución energética confiable y, mejor aún, si ésta es a través de energías limpias, como la solar.

ECOFLOW es la empresa global que ha creado estas soluciones de energía renovable y portátil, desarrollando un ecosistema de productos innovadores con la más alta tecnología, que busca transformar la vida de las personas, reinventando la manera en cómo accedemos a la energía.

Sus estaciones portátiles permiten generar y almacenar energía limpia a través de sus paneles solares, tanto para uso en interior como exterior, entregando la solución al corte de suministro con productos innovadores en energía solar. La compañía cuenta con presencia en más de 150 países, de los cuales 17 son latinoamericanos, entre ellos México, Colombia, Perú, Argentina y Chile, entre otros.

Según Camila Algecira, Regional Marketing Latin America las baterías portátiles de EcoFlow son, además, un sistema totalmente amigable con el medio ambiente. “Al proporcionar soluciones basadas en energía solar, que se obtiene por medio de paneles instalados en el perímetro del hogar, nuestras baterías se pueden utilizar fácilmente en espacios cerrados, convirtiéndose en un sistema de respaldo de energía ecológico, viable y confiable, para situaciones de emergencia o de mayor necesidad”.

Las baterías EcoFlow pueden recargarse en un lapso de 1 a 2 horas a través de conexión a pared. Esto quiere decir que, en caso de falla eléctrica, se puede tener la batería recargada con anticipación. Si no se contara con acceso a la energía, la recarga vía paneles solares toma entre 3,5 a 8 horas, pero puede utilizarse mientras se efectúa la recarga.

Entre las opciones que provee la compañía, la estación portátil de energía solar Delta Max tiene 2.016 Wh de capacidad, equivalente a alimentar un refrigerador de 120 W durante 14 horas o un televisor de 110 W durante 15 horas.

Así también, la estación portátil de energía solar como la Delta Pro tiene una capacidad de 3.600 Wh, suficiente para recargar un celular alrededor de 300 veces, un mini refrigerador por 57 horas y que puede expandirse hasta 25 kWh, lo que podría abastecer de energía a varias familias.

Un generador Ecoflow es una novedosa combinación de paneles solares con una estación de energía portátil para que pueda, al mismo tiempo que obtiene la energía, almacenarla y utilizarla cuando sea necesario.

Esto significa que, ante un corte de suministro eléctrico, siempre tendrá a disposición energía de respaldo para mantener el hogar funcionando de forma segura y sin interrupciones, algo que toma especial relevancia en países como Chile donde no sólo se enfrentan fríos inviernos, e incontrolables incendios, sino que también experimenta periódicas contingencias por ser un país sísmico.

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Naturgy y Santander Consumer lanzan el programa “Reconectando Hogares”

Naturgy y Santander Consumer lanzan e impulsan el programa “Reconectando Hogares”, con el objetivo de brindar una mejor calidad de vida a las personas. El plan está dirigido a aquellos hogares del área de distribución de Naturgy BAN que en este momento no cuentan con el servicio por desperfectos y fallas técnicas, y que requieren la intervención de un gasista matriculado para su reconexión.

Se trata de un programa al que, tanto clientes como matriculados, podrán adherirse de manera voluntaria para obtener y gestionar a través de la plataforma de Santander Consumer una línea de crédito, con una tasa nominal anual del 75%, que se puede pagar en hasta 48 cuotas mensuales que se incluirán en la factura de gas junto con el consumo. Para poder acceder al crédito, el cliente deberá ser mayor de 18 años y ser el titular de la factura de gas de Naturgy BAN.

En base a esto, Bettina Llapur, directora de Comunicación y Relaciones Institucionales de Naturgy Argentina afirmó: “esta herramienta que hemos diseñado junto a Santander Consumer, posibilita que los hogares tengan una instalación de gas segura realizada por un gasista matriculado pudiendo la familia que obtiene el crédito y realiza la adecuación de su instalación volver a disfrutar de todas las ventajas que significan disponer del gas natural por redes en el hogar”.

La obtención del crédito

La obtención del crédito es muy sencillo y 100% digital, sin armado de carpeta crediticia, ni firma física. Los pasos a seguir son:

1. El cliente deberá contactar a un gasista matriculado que se encuentre identificado en el listado de gasistas habilitados publicado en la web de Naturgy y adherido a esta campaña.

2. El gasista deberá acercase al domicilio del usuario para presupuestar la obra.

3. Si el cliente está de acuerdo, ambos se comunicarán con un call center (teléfono) para iniciar el proceso que es online y demora minutos.

4. Otorgada la financiación, el gasista puede iniciar la obra y realizar las adecuaciones técnicas necesarias en la instalación para poder solicitar la reconexión del servicio.

5. La obra le será abonada al gasista una vez que la distribuidora haya certificado los trabajos realizados y se le dé nuevamente el alta al cliente.

6. El crédito se comenzará a abonar recién con la primera factura del servicio.

Por su parte, Roberto Lucke, responsable de Consumo y Alianzas Comerciales de Santander Consumer explicó que “es un proyecto en el cual venimos trabajando hace muchos meses y creemos que es una excelente oportunidad para que las personas tengan la posibilidad de conectarse nuevamente o readecuar sus conexiones al gas natural, desde una opción accesible, rápida y segura”. “Hoy en día muchas personas no pueden pagar de contado la instalación y esta posibilidad permite que más hogares puedan volver a contar con el servicio a través de una financiación y un servicio exclusivo”.

Naturgy es pionero entre las empresas de servicios públicos, desde hace más de 30 años, en diseñar, desarrollar y brindar bienes y servicios a los clientes y usuarios, para brindarles herramientas nuevas que promueven confort y calidad en los hogares como los es el programa “Reconectando Hogares”. Esta iniciativa se suma a las otras tantas que ya llevó y lleva adelante siempre pensando en facilitar, superar, agilizar o dinamizar la vida de las personas y minimizar la pérdida de tiempo en trámites, mediante el uso de nuevas tecnologías y aplicaciones.

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, Redaccion EconoJournal

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Energía activó regulación para la exportación a través de ductos transfronterizos

La Secretaría de Energía de la Nación dispuso una regulación específica para las autorizaciones de exportación de hidrocarburos líquidos a través de ductos transfronterizos, “en atención a las contingencias logísticas y las variables técnicas y económicas que implican la continuidad de aprovisionamiento requerida para obtener contratos de venta competitivos”.

Lo hizo a través de la Resolución 175/2023 que rige para “toda operación de exportación de aceites crudos de petróleo y aceites crudos de mineral bituminoso (Nomenclatura Común del Mercosur N° 2709.00.10 y 2709.00.90, respectivamente) realizada por medio de oleoductos transfronterizos (por caso el Oleoducto Trasandino, en proceso de reactivación).

La R-175 dispone que las empresas interesadas en exportar cualquiera de los productos citados deberán registrar ante la Subsecretaría de Hidrocarburos la o las operaciones de exportación a realizar y obtener la constancia de registro de la operación de exportación a la que hace referencia el Decreto 645/2002.

A tal efecto, las empresas deberán informar lo siguiente: (i) la identificación del país de destino del producto; (ii) el oleoducto utilizado para la operación de exportación; (iii) las concesiones de explotación que aportarán volúmenes de petróleo crudo con destino a la exportación solicitada; (iv) el volumen máximo exportable estimado para el año calendario y el cronograma de exportaciones previsto para el mismo lapso; y (v) la información de precios contratados o proyectados de la operación de exportación.

La Subsecretaría de Hidrocarburos podrá solicitar, en los términos del Decreto 1028/2001, la información adicional que estime correspondiente para realizar el análisis técnico mencionado, la que deberá ser provista con una antelación no inferior a los noventa (90) días corridos previos a la fecha de inicio de la o las exportaciones previstas por la peticionante.

La referida Subsecretaría efectuará los análisis técnicos y económicos pertinentes, “a fin de asegurar que la o las exportaciones de los productos mencionados no impacten en forma negativa en el normal abastecimiento del mercado local”, de acuerdo con la normativa vigente.

La Subsecretaría podrá denegar la autorización de la o de las operaciones de exportación informadas o reducir el volumen máximo solicitado en caso de que así lo considere necesario, basado en razones fundadas que se hallen en consonancia con los principios consagrados en el Artículo 6 de la Ley 17.319 (de Hidrocarburos) y sus modificatorias.

En función de ello, podrá requerir la información correspondiente del estado actual del parque de refinación local y de su demanda futura en un período no mayor a UN (1) año.
Las solicitudes de autorización de exportación deberán, en cada caso, ser resueltas dentro del plazo de sesenta (60) corridos desde el momento en que la interesada haya cumplimentado los requisitos estipulados.

La Subscretaría podrá, en forma excepcional, otorgar autorizaciones provisorias de exportación por ductos por plazos de hasta noventa (90) días corridos, cuando las necesidades operativas de prueba y puesta en servicio de oleoductos transfronterizos así lo requiera.

En tales casos, los volúmenes autorizados de manera provisoria y efectivamente exportados por los interesados serán tomados a cuenta de los volúmenes de exportación anuales que finalmente autorice la Subsecretaría.

Los refinadores locales que tengan un déficit de cobertura en sus reales necesidades de abastecimiento de los productos exportables sujetos al procedimiento establecido por este régimen, podrán hacer constar su necesidad de suministro.

La Subsecretaría evaluará la petición y en caso de acreditarse la falta de producto, podrá instruir al exportador para que cumpla con la garantía de suministro por la vía de aprovisionamiento que le resulte más conveniente, para con la refinadora local por los volúmenes que se fijen al efecto, quedando siempre en firme la exportación anual aprobada.

En caso de aprobación de la solicitud, la Subsecretaría de Hidrocarburos notificará su resolución a la empresa solicitante y a la Dirección General de Aduanas (DGA) de la AFIP, a efectos de que ésta instrumente los permisos de embarque a través del Sistema Informático MALVINA (SIM).

La autorización deberá indicar el volumen de exportación autorizado en firme y un plazo de validez no inferior a UN (1) año calendario desde la fecha de su otorgamiento, señala la R-175.

Las empresas que obtengan la constancia de operación de exportación anual podrán requerir una autorización adicional de exportación excedente a las cantidades firmes autorizadas en el certificado emitido, “previa aprobación del informe técnico y siempre que se halle sujeta a su interrupción cuando existan problemas de abastecimiento interno”.

Las autorizaciones también contendrán el derecho de la empresa exportadora de ceder total o parcialmente el permiso a cualquier otra empresa que también sea exportadora conforme a la emisión de otra autorización similar. Deberá ser previamente informada a la Subsecretaría.

Las empresas exportadoras deberán mantener actualizada la información ante la Subsecretaría las modificaciones en la programación de las entregas informadas basados en razones de eficiencia u operativas; y el destino final de aquellos volúmenes que hubieran sido exportados hasta la terminal portuaria del país limítrofe sin haber previamente informado un cliente especifico a la fecha de otorgada la autorización de exportación.

La Autoridad de Aplicación publicará en su página web la información relativa a los volúmenes efectivamente exportados.

La R-175 determina que “cada 12 meses, la Secretaría evaluará el procedimiento de autorización de exportación de hidrocarburos líquidos ahora regulado, para lo cual se tendrán en cuenta las siguientes variables:
a. El nivel de inversiones alcanzado en explotación de petróleo crudo.
b. La evolución de las reservas de petróleo crudo en relación con la necesidad del parque refinador doméstico y las ventas externas ya aprobadas en condición firme.
c. La evolución de los precios del petróleo crudo y derivados en el mercado interno y en los mercados externos.
d. Las condiciones generales de los mercados energéticos a nivel internacional.

En cualquier caso, no quedará afectada la firmeza, continuidad y estabilidad jurídica de las autorizaciones de exportación otorgadas, y los volúmenes de exportación de hidrocarburos líquidos autorizados en firme no serán susceptibles de interrupción o redireccionamiento por parte de la Autoridad de Aplicación.

Las empresas solicitantes no deberán registrar incumplimientos (que hayan adquirido carácter firme o no hubieran sido subsanados, según corresponda), respecto a: las obligaciones de registro y envío de información conforme esta resolución; la normativa técnica en materia de seguridad y medio ambiente establecida por la S.E.; y el pago de las multas firmes que la Secretaría le hubiera impuesto en virtud de la reglamentación respectiva.

En los considerandos de la R-175/2023 se puntualiza que “dada la existencia de recursos hidrocarburíferos en la formación Vaca Muerta, y la factibilidad técnico-comercial de su explotación mediante técnicas de estimulación no convencionales, que fuera corroborada a través de inversiones en exploración, planes piloto y desarrollos masivos durante los últimos 10 años, es dable colegir que en principio, la disponibilidad de hidrocarburos líquidos se encuentra asegurada para el consumo doméstico, tal como lo establece la Ley 17.319 y sus modificatorias”.

También, que “en virtud del proceso de transición energética, actualmente en curso en el mundo y en la Argentina, resulta necesario optimizar la venta de los hidrocarburos a través de exportaciones con el objeto de lograr la obtención de divisas para financiar proyectos de infraestructura que resulten compatibles con la transición energética, como asimismo, incrementar la eficiencia de la industria hidrocarburífera en el país, lo que nos brindará ventajas competitivas durante el proceso encarado”.

En lo referido a la infraestructura de transporte por oleoductos, la Resolución describe que “sin perjuicio de los proyectos de expansión en curso, los sistemas troncales de transporte de hidrocarburos disponibles para evacuar la producción de la Cuenca Neuquina, como así también los sistemas de almacenaje aguas abajo, se encuentran en el límite de su capacidad operativa, restringiendo la posibilidad de incrementar la participación del petróleo crudo Medanito en mercados de exportación desde el Océano Atlántico”.

Y también destaca que “nuestro país tiene la oportunidad de generar un mercado de exportación a través de ductos transfronterizos ya construidos para la exportación de petróleo crudo a la República de Chile y eventualmente a otros mercados desde el Océano Pacifico, sin el requerimiento de inversiones adicionales de gran magnitud y con la posibilidad de encarar esta nueva oportunidad de internacionalización de nuestros productos en forma inmediata”.

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Shell presenta el primer lubricante de Argentina a base de gas natural que compensa la huella de carbono

Raízen, licenciataria de la marca Shell, lanza en Argentina Shell Helix Ultra ECT C2/C3 0W-30 Carbon Neutral, el primer lubricante del mercado elaborado a base de gas natural que contribuye con la reducción de la huella de carbono, compensando las emisiones de CO2 equivalentes generadas durante todas las etapas de su ciclo de procesamiento: desde la extracción de materias primas, producción, embalaje, transporte y uso, hasta el tratamiento al final de la vida útil.

Shell, que cuenta con una trayectoria histórica de innovación en lubricantes, trae al mercado argentino una solución lanzada en Europa, India, Indonesia y Egipto. Con este programa, la empresa que tiene entre sus objetivos contribuir con la reducción de la huella de carbono, compensará las emisiones generadas durante el ciclo de vida completo de más de 600.000 litros de lubricantes y aspira a compensar 2.000 toneladas de dióxido de carbono equivalente (CO2e) al año.

Este proceso se realiza a través de la compra de créditos de carbono verificados y regulados según el mercado internacional, es decir que por cada litro de Helix Ultra 0W-30 Carbon Neutral se compensarán 3,5 kg de CO2e promedio. Si se considera el volumen anual de venta de este producto en el mercado local, el monto de emisiones a compensar asciende a 2.000 toneladas, lo que equivale a una absorción aproximada de 12.000 árboles maduros.

El uso de Shell Helix Ultra ECT C2/C3 0W-30 se recomienda en todos los vehículos que se encuentren equipados con filtro de partículas diesel (DPF), como por ejemplo las camionetas Volkswagen Amarok y una amplia gama de motores de AUDI. Asimismo, puede ser utilizado en aquellos que utilicen SAE 5W-30 o 10W-30, ya que proporciona una mayor protección del motor y ahorro de combustible.

“Shell es el mayor proveedor de lubricantes del mundo y eso supone una gran responsabilidad. De acuerdo al estudio elaborado por Kline & Company 2022 nuestra marca lleva más de 16 años consecutivos liderando el rubro a nivel global, ya que fue la primera compañía en comercializar lubricantes sustentables fabricados a partir de gas natural, con el objetivo y compromiso de satisfacer las necesidades de nuestros clientes para quienes la sustentabilidad es un valor que adquiere cada vez más relevancia en la toma de decisiones.”, comentó Carolina Wood, Directora de Marketing de Raízen Argentina.

“Todas las áreas de la compañía trabajan enfocadas en eliminar o reducir las emisiones incorporando el uso de energías alternativas y aumentando la eficiencia energética de todas nuestras operaciones. Con Helix Ultra OW-30 Carbon Neutral les estamos brindando a nuestros clientes la oportunidad de actuar y contribuir con esta causa, ofreciéndoles una alternativa de consumo sustentable con el primer producto con estas características del mercado argentino”, continuó Wood.

El producto ya se encuentra disponible en todas las estaciones Shell de CABA y GBA y próximamente en el resto del país y puntos de venta.

ACERCA DE RAIZEN

Raízen Argentina nace en 2018 a partir de la compra, por parte de Raízen, del negocio de Downstream de Shell Argentina. Sus accionistas mayoritarios son Shell plc y el grupo Cosan de Brasil. Entre sus activos se encuentran la Refinería de Buenos Aires, ubicada en Dock Sud, la planta de Lubricantes localizada en Barracas, la red más de 850 estaciones de servicio, los negocios de combustibles marítimos, combustibles de aviación, asfaltos, químicos y especialidades, así como las actividades de suministro y distribución.  Mediante un acuerdo de licencia de marca, Raízen utiliza la marca Shell, lo que permite a los clientes continuar teniendo acceso a productos y servicios de altísima calidad, que han caracterizado a la marca en sus más de 108 años de historia en el país.
Raízen Argentina es parte del Grupo Raízen, empresa integrada, referencia global en bionergía y licenciataria de la marca Shell en Brasil, Argentina y Paraguay.

Acerca de SHELL Helix Ultra
Shell Helix Ultra con tecnología PurePlus es el primer lubricante sintético para motor diseñado a partir de gas natural, que otorga al motor rendimiento duradero.
La tecnología PurePlus de Shell produce un aceite base que mejora las características de viscosidad, fricción y volatilidad con respecto a los aceites base tradicionales de uso predominante. En consecuencia, contribuye a alargar la vida útil del motor, reducir los costos de mantenimiento, disminuir el consumo de aceite y de combustible y posibilitar una mayor limpieza del motor.

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Japón, importa pese a todo

Las compras de crudo ruso del tipo Sakhalin Blend realizadas el pasado enero, fueron las primeras desde que Japón adquiriera unos 700.000 barriles en mayo de 2022, a pesar de las sanciones impuestas a Rusia en represalia por la guerra en Ucrania.

Tokio logró reducir la dependencia de los recursos energéticos al reducir las importaciones de petróleo en un 90 % y las de carbón en un 60 %.
Pero Japón depende completamente de lo suministros energéticos y su mayor proveedor es Rusia, por tanto, este mes volvió a importar crudo de ese país y continuará con otros proyectos rusos.

Así las cosas, las empresas japonesas seguirán participando en los proyectos energéticos rusos en la isla de Sajalín debido a su importancia para la seguridad energética de Tokio, anunció el lunes pasado el primer ministro Fumio Kishida en una reunión de la cámara alta del parlamento.

Japón, que actualmente preside el Grupo de los Siete países industrializados, permanece en “estrecha cooperación con los países del G7 y la comunidad mundial” en el tema del suministro de energía, dijo el primer ministro.

Al mismo tiempo, el gobierno japonés espera que crezca la demanda de gas natural licuado (GNL). “Por lo tanto, en lo que respecta a los proyectos en Sakhalin, consideramos que son importantes para garantizar la seguridad energética en nuestro país”, argumentó Kishida, explicando que el país mantendrá su participación en el nuevo operador del proyecto de petróleo y gas Sakhalin-1.

Sakhalin Oil and Gas Development Co. (SODECO) de Japón posee una participación del 30% en el proyecto costa afuera del Lejano Oriente ruso.
El año pasado, el gobierno ruso permitió que SODECO mantuviera su participación bajo el nuevo operador nacional de Sakhalin-1 luego de la salida de ExxonMobil, el operador anterior y anteriormente también propietario de una participación del 30%.

Exxon Neftegaz se disolvió como operador del proyecto y todos sus activos y equipos se transfirieron a una nueva empresa administrada por la subsidiaria de Rosneft, Sakhalinmorneftegaz-Shelf.
Japón es el principal importador de GNL del mundo y un importante consumidor de gas natural y petróleo. Según S&P, Tokio pasó a depender en un 95 % de las importaciones de crudo de Oriente Medio después de que se separó del petróleo ruso al unísono con sus aliados occidentales.

Cabe recordar que a mediados de julio de 2022, el presidente ruso Vladimir Putin firmó un decreto para hacerse cargo del Sakhalin-2, en una medida que afecta especialmente a Japón.

El proyecto de petróleo y gas lo llevaba adelante la holando británica Shell que tenía una participación del 27,5% y las japonesas Mitsui y Mitsubishi otro 22,5%.

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Argentina: Wintershall Dea analiza sumar nuevos proyectos de energía en el país

Flavia Royón, secretaria de energía, se reunió con el director ejecutivo de la alemana Wintershall Dea, Mario Mehren, en Berlín. La Compañía Europea es el mayor productor independiente de gas y petróleo de Europa y participa en el proyecto offshore Fénix, que satisface el 15% de la demanda de los yacimientos de gas de Argentina. El presidente de la empresa la compañía, Mario Mehren, y la secretaria de energía, Flavia Royón, se reunieron en Berlín para analizar la probabilidad de que la empresa sume nuevos proyectos energéticos en Argentina y “considerar posibles actividades de gestión de carbono e hidrógeno en […]

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Crédito Argentino suma a Jujuy y completa el mapa federal de financiamiento productivo pyme

La provincia adhirió a la línea CreAr Inversión PyME Federal que financia sectores estratégicos para el desarrollo y el cambio de la estructura productiva regional. El gobernador de Jujuy, Gerardo Morales, y el secretario de Industria y Desarrollo Productivo de la Nación, José Ignacio de Mendiguren, anunciaron la puesta en marcha en la provincia de la línea CreAr Inversión PyME Federal, del Programa Crédito Argentino, que pone a disposición $1.000 millones en financiamiento para fomentar sectores estratégicos para el desarrollo y el cambio de la estructura productiva regional. “Bienvenida esta línea de crédito. Con el Vasco compartimos el mismo pensamiento […]

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¿Qué rol ocupa Vaca Muerta en el mundo?

Desde Rystad Energy aseguran que el entorno argentino dificulta las inversiones en Vaca Muerta. Alemania ve al país como un socio estratégico. La mirada que tiene el mundo de Vaca Muerta y de Argentina como potencia energética no se condice del todo con el optimismo interno y la catarata de anuncios del último año, así lo interpretan desde la consultora especializada Rystad Energy. En efecto, ven varias trabas para el desarrollo: el control de capitales, las trabas en las importaciones y el rol de los sindicatos. A su vez, ante la necesidad de ir a hacia una transición energética, observan […]

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Se destinarán 40 millones de dólares para el financiamiento de MiPyMEs productivas

Se trata de fondos provenientes del BID. El gobierno nacional aprobó ayer esta operatoria entre la Provincia y la entidad internacional, que facilitará el acceso de MiPyMEs a créditos, a través de nuevas líneas de financiamiento adaptadas a las necesidades de cada sector productivo. Las micro, pequeñas y medianas empresas (MiPyMEs) de la provincia podrán acceder a un nuevo financiamiento, a partir de un préstamo de 40 millones de dólares que el gobierno neuquino gestionó ante el Banco Interamericano de Desarrollo (BID). Ayer el gobierno nacional aprobó -a través del decreto 143/23- el modelo de contrato de garantía a ser […]

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Salta: En abril del año próximo estaría en pleno funcionamiento la Planta de Eramine

Los equipos técnicos de las Secretarías de Minería y Energía, Ambiente y Desarrollo Sustentable y Recursos Hídricos trabajan supervisando los detalles del proyecto. Más de mil trabajadores y trabajadoras salteños actualmente están empleados en la construcción de la Planta de Eramine Sudamérica en la puna salteña, en el marco del proyecto Centenario Ratones. A fin de intercambiar información sobre los procesos de la inversión, se realizó este martes una reunión entre funcionarios y legisladores provinciales, y directivos de la compañía francesa. La misma estuvo encabezada por el ministro de Producción y Desarrollo Sustentable, Martín de los Ríos, acompañado por la […]

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En dos meses Neuquén generó 411 millones de dólares por la exportación de hidrocarburos

De este modo se afianza el desarrollo de mercados externos para la producción provincial. En febrero último se exportaron 2,18 millones de barriles de petróleo desde la provincia, representando el 24% de la producción total, por cerca de 157,4 millones de dólares a un precio promedio que rondó 72 dólares por barril. Así lo informó el ministerio de Energía y Recursos Naturales de Neuquén. Fueron once las empresas que realizaron envíos, destacándose Compañía de Hidrocarburos No Convencionales (21,6%), Petronas (21,6%), Vista Energy (20,2%), Shell (11,8%), Tecpetrol (10%), Exxon (7,1%) y Bandurria Sur Investments (5,8%). Cabe destacar que la empresa petrolera […]

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El panorama global energético

Están los que piden que la energía sea accesible para los consumidores, más allá de los requerimientos ambientales. Esta posición no es compatible con los que sostienen la necesidad de comenzar a reducir las emisiones contaminantes. Este año luce favorable a la producción mundial de hidrocarburos y de sus exportaciones. Han crecido las utilidades de las grandes empresas internacionales, como Shell y Exxon. La Organización de Países Exportadoras de Petróleo (OPEP) presentó el mes pasado su optimista previsión del crecimiento de la demanda mundial para este año, destacándose la mayor participación de China en estas crecientes importaciones. La clave para […]

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Organismos internacionales auditan normas de aplicación del STCW en Argentina

Auditoría por parte de autoridades marítimas europeas. Evaluaron cumplimiento de normas de carácter internacional sobre titulaciones. Los mencionados controles fueron llevados adelante por la Agencia Europea de Seguridad Marítima. Los mismos consistieron en evaluar el cumplimiento de las normas del Convenio Internacional sobre Normas de Formación, Titulación y Guardia para la Gente de Mar (UE) 2022/993, “Standards of Training Certification and Watchkeeping” (STCW). De esta manera evaluaron aspectos vinculados a formación, titulación, registro, habilitación de personal de Marina Mercante, como así también se evaluaron los procesos administrativos y operativos referentes al otorgamiento de certificados de aptitud médica internacional. La Subsecretaría […]

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Un país europeo abastecerá plataformas petroleras con energía eólica

Crown Estate Scotland (Escocia) otorgó arrendamientos de energía eólica marina a 13 empresas entre las que se encuentran BP y TotalEnergies. Buscan apoyar la descarbonización del petróleo y el gas del Mar del Norte. La organización comercial independiente responsable de la gestión de los fondos marinos británicos, el Crown Estate Scotland, otorgó licencias de energía eólica marina a 13 empresas, incluidas BP y TotalEnergies. Buscan apoyar la descarbonización del petróleo y el gas del Mar del Norte a través del suministro de energía a las plataformas. De las 19 empresas que se presentaron, 13 comenzarán el trabajo de desarrollo de […]

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Juntos por el Cambio define planes y proyecta el cierre de ENARSA

La oposición ya trabaja en las políticas públicas en materia energética que llevaría adelante en caso de ganar las elecciones 2023.

En una reunión llevada a cabo en el Consejo Argentino de Relaciones Internacionales (CARI), equipos técnicos y referentes de la Coalición preparan un diagnóstico de la situación y los eventuales planes y propuestas para sortear los principales escollos económicos, en particular en el sector energético, de cara a las PASO y a las elecciones generales de diciembre.

Según informó Santiago Spaltro de El Cronista, los referentes de la coalición Cambiemos el PRO y su interna entre Patricia Bullrich y Horacio Rodríguez Larreta; la Unión Cívica Radical -UCR-; la Coalición Cívica; y Encuentro Republicano Federal, de Miguel Ángel Pichetto, vienen trabajando con ideas sobre el sistema de tarifas, subsidios, transición energética, Vaca Muerta y las centrales nucleares, que expusieron este martes en una reunión en el Consejo Argentino para las Relaciones Internacionales (CARI).

De acuerdo con el informe, lo más urgente será la “focalización” de los subsidios a las tarifas de la energía para los sectores más vulnerables, “que no pueden ser el 70% de la población”. En lugar de la segmentación vigente, Juntos por el Cambio apostaría a la Tarifa Social Federal y continuaría el Programa Hogar para las garrafas.

Para los referentes de la oposición el programa energético no puede estar desenganchado del programa económico general, ya que la energía es uno de los sectores claves y en 2022 los subsidios fueron del equivalente a 2,2% del Producto Interno Bruto (PIB).
No trascendió la opinión sobre el impacto positivo que eventualmente tendrá el gasoducto Nestor Kirchner en la balanza energética, pero se descuenta que permitirá una reducción en los subsidios y significaría una baja de gran magnitud una vez concluido el segundo tramo.
Según señalaron, “los precios de la energía que paguen los consumidores deberán reflejar los costos de la producción. A su vez, los servicios públicos tendrán que ser de calidad y a costos razonables”.

ENTES REGULADORES

Según señalaron, el gobierno nombrarían nuevos interventores para el Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE) y el Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas), con el objetivo de normalizar institucionalmente los organismos -como ya hicieran en 2015– y proponer a técnicos en los directorios y que sus nombres sean aprobados por la Comisión Bicameral Especial de Reconversión de la Industria Gasífera, tal es su nombre desde 1992.

En materia tarifaria estudian una nueva Revisión Tarifaria Integral (RTI) para electricidad y gas, que permitirá a las empresas de transporte y distribución contar con el flujo de fondos suficiente para cumplir con los marcos regulatorios y hacer frente al costo de la energía, costos operativos, carga impositiva, las deudas comerciales y financieras, con las inversiones obligatorias y con las ampliaciones y mantenimiento adecuado de las redes. La última vez que se llevó adelante una RTI fue en 2016 que entró en vigencia en 2017, pero el propio gobierno debió suspender su aplicación en 2019.

Otra propuesta que ronda es una simplificación de las estructuras tarifarias de la energía, ya que “los 270 precios distintos del gas en el país no incentivan un consumo eficiente”.
En Juntos por el Cambio quieren apostar a la competencia y al rol del sector privado para las grandes inversiones. El Plan Gas 4 y 5 les parece “razonable” y “se debe respetar”, ya que los precios del gas natural para el consumo interno son competitivos.
Pero también buscan que el petróleo crudo a nivel local tienda hacia la paridad de exportación (export parity, a precios internacionales), algo que no ocurre hoy en la Argentina, ya que las refinadoras compran a las productoras a valores que pueden trasladar a la nafta y el gasoil en las estaciones de servicio.

Cadena de pagos

La consolidación de la cadena de pagos es otra de las metas que se impone la Coalición, pues en la actualidad el Estado mantiene deudas con generadoras y transportistas de electricidad así como con petroleras, mientras que las distribuidoras de energía acumularon deuda por más de $ 600.000 millones (cerca del 0,5% del PIB) con la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (Cammesa), y las de gas mantienen obligaciones con las productoras.

Producción

Los técnicos opositores observan una situación de los hidrocarburos mejor que en 2015, gracias a la maduración de las inversiones en Vaca Muerta por lo que proponen impulsar las obras de infraestructura (y la exploración offshore costa afuera en el Mar Argentino.

Nuclear

En el sector nuclear, proponen es suspender y auditar la construcción de la central Atucha III, cuyo contrato técnico ya fue firmado con China en 2022 aunque todavía no se cerró el contrato financiero. El costo ascendería a unos US$ 8.000 millones de dólares y, dicen algunos técnicos, “no tiene precios competitivos, porque va a ser imposible recuperarlo con tarifas”ralentizarse, ya que la resolución de los contratos implicaba un default cruzado con China.

Cammesa también podría modificar algunas actividades que lleva adelante y dejará de “cumplir funciones no previstas” como la compra de combustibles y el pago de subsidios. Las generadoras eléctricas volverían a comprar gas directamente a los productores privados.

Lo más impactante que trascendió –aunque no hay consenso definitivo- es la posibilidad de cerrar en el mediano plazo la empresa Energía Argentina (ex Enarsa) debido a su alto déficit, luego de que termine de construir el Gasoducto Presidente Néstor Kirchner (GPNK) de Vaca Muerta y el resto de las obras complementarias, como podría ser la reversión del Gasoducto Norte con Bolivia.

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Organizaciones sindicales reclaman eliminar el impuesto a las Ganancias

El Primer Congreso Extraordinario del año de la Confederación Argentina de Trabajadores y Empleados de los Hidrocarburos, Energía, Combustibles, Derivados y Afines (Catheda) pidió hoy la eliminación del Impuesto a las Ganancias y participación sindical en la planificación de las políticas del sector. Un documento de los gremios de la Catheda que participaron en el Congreso, realizado en Neuquén, enfatizó además que “el más de 100% de inflación anualizada implica una devastadora pérdida del poder adquisitivo, que las paritarias no logran recomponer a tiempo y con justicia y, las escalas impositivas no modificadas, son un peso insoportable sobre los salarios”. […]

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La planta fotovoltaica de Puerto Peñasco a punto de comenzar a operar

En abril próximo entrará en operación la primera fase de la planta fotovoltaica de Puerto Peñasco emplazada en tierras de temperaturas extremas del norte de México. En esta primera fase sólo se encenderán 120 megawatts. La planta, la séptima más grande del mundo y la mayor de América Latina, cuenta con una inversión de 1.644 millones de dólares y será propiedad de la Comisión Federal de Electricidad (CFE) y del Estado de Sonora. La etapa uno contempla, además, la edificación de una línea de transmisión asociada de 25 kilómetros a través de la que se entregará la electricidad generada a los Estados de Sonora, Chihuahua y Sinaloa.

En el proyecto se han incluido también 648 kilómetros de líneas de transmisión, cuatro subestaciones eléctricas y 192 megawatts de capacidad instalada de baterías para dar servicios de respaldo. Con una capacidad de generación de 1.000 megawatts, la central se construyó en una superficie de 2.000 hectáreas, terreno en el que cabrían 315 estadios Azteca (el estadio más grande de México y uno de los más amplios del mundo).
Su capacidad de generación es suficiente para alumbrar 100 millones de lámparas ahorradoras de 10 watts, y beneficiará a una población de 1,6 millones de habitantes o 536.000 hogares promedio, de acuerdo con datos del Gobierno mexicano.

En el proceso de producción de electricidad se emplearon más de 278.000 paneles solares instalados sobre un sistema integrado por más de 2.000 seguidores solares para maximizar la producción de energía.

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La UE recomienda reducir 15% demanda de gas

El Consejo de la Unión Europea (UE) acordó prorrogar por un año el plan de una reducción voluntaria coordinada de la demanda de gas en un 15%, de acuerdo con el comunicado.

La nueva norma para reducir el consumo de gas entrará en vigor el próximo 1 de abril y estará vigente hasta el 31 de marzo de 2024.

Además, los países miembros de la UE deberán informar cada dos meses sobre el ahorro de gas en varios sectores de la economía. El Consejo de la UE también se reservó el derecho de convertir la reducción voluntaria del consumo de gas en una obligatoria en caso de emergencia.
En julio pasado, la Comisión Europea propuso un plan para reducir el consumo de gas en Europa en un 15% hasta la próxima primavera boreal, alegando que el bloque comunitario se expone a nuevos recortes en el suministro de gas procedente de Rusia.

De acuerdo con la propuesta, el recorte es voluntario, pero el Consejo de la UE, siguiendo una recomendación de la Comisión, podría decretar la alerta ante una posible interrupción drástica de los suministros de gas o un crecimiento excepcionalmente alto de la demanda. La alerta supondrá que todos los miembros del bloque tendrán que reducir la demanda en un 15%.

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Máximos funcionarios de Energía de Centroamérica darán apertura al mega evento renovable Future Energy Summit

En el marco del “Latam Future Energy: Mexico, Central America and The Caribbean Renewable Energy Summit”, autoridades de gobierno y empresarios se reúnen en República Dominicana para analizar nuevas inversiones en energías renovables y debatir sobre futuros negocios sostenibles. 

El sector público estará representado por actores clave del Ministerio de Energía y Minas (MEM), la Comisión Nacional de Energía (CNE), Superintendencia de Electricidad (SIE), el Ministerio de Medio Ambiente y Recursos Naturales (MMARN), el Centro de Exportación e Inversión de República Dominicana (Prodominicana) y más. 

En efecto, el ministro de Energía y Minas de República Dominicana, Antonio Almonte, encabezará la apertura del evento que se llevará adelante en el Hotel Intercontinental Real en la ciudad de Santo Domingo, entre hoy y mañana. En su presentación, adelantará los planes de gobierno en lo que respecta a la promoción de inversiones en energías renovables.

Bajo esta premisa, República Dominicana resulta un mercado de gran atractivo para el desarrollo de las energías renovables, no sólo por las concesiones definitivas otorgadas durante el año 2022 a 14 proyectos que totalizan 645,3 MWn de capacidad a instalar, sino también por las nuevas inversiones que se apalancarían a partir del lanzamiento de licitaciones para estas alternativas de generación.

Cabe destacar que, en estos momentos, el país evalúa un cambio de timón en el subsector eléctrico (ver más) para que se propicien nuevas convocatorias abiertas e internacionales para energías renovables y se fortalezca al Ministerio de Energía y Minas (MEM).

Además, desde los órganos reguladores ya preparan modelos de remuneración e incentivos para almacenamiento energético, de modo que este sea complemento perfecto para nuevas inversiones renovables.

Para brindar mayor previsibilidad sobre las oportunidades de negocios en este mercado, Alfonso Rodriguez, viceministro de Ahorro, Eficiencia Energética y Energía Nuclear, confirmó su participación en el megaevento de Future Energy Summit. Así mismo, lo hizo Biviana Riveiro, directora ejecutiva del Centro de Exportación e Inversión de República Dominicana (Prodominicana).

A su vez, se contará con la presencia de otras grandes figuras como Milagros De Camps, viceministra de Cambio Climático y Sostenibilidad del Ministerio de Medio Ambiente y Recursos Naturales (MMARN)Andrés Astacio, superintendente de Electricidad en República Dominicana y Edward Veras, director ejecutivo de la CNE.

También, se transmitirán en vivo más de 10 paneles con los grandes players del sector privado sobre diversas temáticas como innovación tecnológica, desafíos regulatorios, esquemas contractuales e instrumentos financieros para proyectos renovables.

Uno de ellos, será en la primera jornada y bajo el título “Focus Caribe: grandes proyectos, esquemas de generación distribuida, almacenamiento y microrredes”. 

Este bloque estará conformado por portavoces de ASOFER, Ennova, MPC Energy Solutions, Raveza, Solis, Soventix Caribbean y Jinko Solar. 

De esta forma, con un 95% de aforo, se espera la afluencia de más de 400 asistentes a sus espacios de networking y conferencias en el “Latam Future Energy: Mexico, Central America and The Caribbean Renewable Energy Summit

El programa completo

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Nuclear, la película

El director Oliver Stone presentará a fines de abril una película documental en apoyo a la energía nuclear, en donde el multipremiado cineasta apela al uso de este tipo de energía, que considera que ha sido satanizada.
Se trata de Nuclear, un filme donde, según el tráiler, tanto el cineasta como los expertos entrevistados argumentan que la energía nuclear es el futuro y que las fuentes de carbón y gas representan una amenaza para el planeta.

“No debes tener miedo a la energía nuclear, puede salvar a la humanidad”, dice el tráiler del filme, el cual se estrenará el 28 de abril en cines, mientras que posteriormente estará disponible en plataformas de streaming.

“El carbón es peligroso. Mueren más personas en relación con el carbón en un par de semanas que en todo el tiempo en relación con la energía nuclear, que se asoció con un solo incidente en Chernóbil”, dice un experto consultado en la cinta.

De acuerdo con el portal Deadline, Stone escribió el filme en conjunto con el profesor Joshua S. Goldstein, autor del libro A Bright Future, publicado en 2019, en donde defiende la energía nuclear como una solución energética vital frente al cambio climático.
La película, asevera el portal, muestra un acceso sin precedentes a la industria nuclear en Francia, Rusia y Estados Unidos.
En un comunicado dirigido a Deadline, Oliver Stone señaló que la energía nuclear ha sido satanizada; sin embargo, dijo, “la energía nuclear es cientos de veces más segura que los combustibles fósiles, y los accidentes son extremadamente raros”.
“Una pregunta clave que enfrentamos como ciudadanos del mundo es cómo protegemos y proporcionamos recursos para nuestro futuro”
, agregó el director.

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Paraguay busca mejorar la tarifa de Itaipú

Paraguay intentará nuevamente renegociar la cláusula que lo obliga a vender a Brasil la energía que no consume de la represa de Itaipú a precios más bajos en el mercado, según el acuerdo firmado por los gobiernos de Paraguay y Brasil en 1973.
Con la deuda de la construcción saldada en enero pasado, Paraguay se dispone a rediscutir partes del acuerdo, considerado históricamente más beneficioso para Brasil y perjudicial para los intereses económicos paraguayos. El año pasado autoridades de Itaipú Binacional establecieron la tarifa de electricidad para el ejercicio 2022 en US$ 20,75 por kilowatt/mes, es decir, Paraguay no sostuvo su postura inicial para mantener el precio en US$ 22,60 kW/m, y el valor establecido terminó más cerca del planteamiento brasileño de US$ 18.90 kW/m.
Como Brasil contrata el 85% de la energía que produce Itaipú, es el mayor beneficiado con la reducción de la tarifa . Con esto prácticamente queda estipulado que la tarifa para el 2023 va a bajar totalmente hacia el objetivo del socio mayoritario. El anuncio se realizó en la 1.138ª reunión extraordinaria del Directorio Ejecutivo y la 316ª reunión extraordinaria del Consejo de Administración desarrollada hoy en la Central Hidroeléctrica de Hernandarias.

El otro reclamo de Paraguay es poder comercializar la electricidad que no consume entre terceros países,sin estar obligado a entregarla a su contraparte brasileña, como sucede actualmente. Esto no solo sería beneficioso para Paraguay sino para la región, ya que Brasil y Argentina podrían beneficiarse de la energía producida por las represas binacionales que tiene Paraguay, Itaipú con Brasil y Yaciretá con Argentina, con un acuerdo similar.

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Coordinador Eléctrico impulsa licitación de obras nuevas de transmisión por más de US$ 414 millones

El Coordinador Eléctrico Nacional realizó un llamado a licitación pública internacional para la adjudicación de la construcción, ejecución y explotación de 15 obras nuevas de transmisión incluidas en el Decreto N° 257 del Ministerio de Energía, con una inversión referencial que asciende a US$ 414,3 millones.

Adicionalmente, se están licitando 14 obras de ampliación condicionadas correspondientes al Decreto N° 200, por un monto referencial de inversión que alcanza los US$ 99,6 millones. Estas obras se suman al paquete de obras de ampliación no condicionadas que iniciaron su licitación en enero del presente año, el cual consideró 22 iniciativas por un valor de inversión referencial de US$ 82 millones.

Dentro de las obras nuevas incluidas en este proceso, destaca el “Nuevo sistema de control de flujo mediante almacenamiento Parinas – Seccionadora Lo Aguirre”, obra que considera una inversión referencial de US$ 211 millones y un plazo de ejecución de 36 meses contados desde la fecha de publicación del Decreto de Adjudicación por parte del Ministerio de Energía.

El nuevo sistema de control de flujo tendrá una capacidad de al menos 500 MVA y permitirá apoyar al sistema en caso de falla de alguno de los circuitos del corredor de 500kV entre las subestaciones Parinas, ubicada en la Región de Antofagasta, en la comuna de Tal-Tal, y Seccionadora Lo Aguirre, ubicada en la Región Metropolitana, en la comuna de Pudahuel.

Como parte del proceso, el Coordinador introdujo una serie de mejoras a las bases de licitación para el presente proceso donde, por ejemplo, se incorpora un apartado especial de especificaciones técnicas asociadas al proyecto de control de flujo antes detallado, a lo cual se suma la incorporación de nuevas exigencias administrativas relacionadas con la adhesión a las Buenas Prácticas en la gestión de Proveedores, Contratistas y Subcontratistas en la construcción de proyectos de energía impulsado por el Ministerio de Energía.

Las bases de licitación están disponibles desde el lunes 27 de marzo en el sitio web del Coordinador. Las empresas que busquen participar en el proceso deberán formalizar la compra de bases y la inscripción en el Registro de Participantes hasta el 14 de julio del presente año.

En la sección 5.1 de las bases Administrativas Generales se detallan las etapas del proceso, dentro de las cuales se destaca la recepción de consultas de los participantes hasta el 30 de mayo y la presentación de ofertas hasta el 22 de agosto, considerando una Adjudicación del Coordinador programada para el 3 de noviembre de 2023.

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¿Qué propondría la Estrategia Nacional de Hidrógeno de Argentina?

La Secretaría de Energía de la Nación inauguró la primera sesión de la Mesa Intersectorial del Hidrógeno, la cual contó con la participación de diversas autoridades nacionales, provinciales y representantes del sector privado y que busca sentar las bases de una política de estado. 

Tras ello, Energía Estratégica accedió a uno de los borradores de la Estrategia Nacional de Hidrógeno (ENH), de la Subsecretaría de Estrategia para el Desarrollo, por el cual se describen los fundamentos producción y comercialización de dicho vector energético en el mercado actual y futuro del país, como también los desafíos tecno-productivos y regulatorios para alcanzar ciertos objetivos. 

El documento continúa la línea del proyecto de ley de “hidrógeno de bajas emisiones de carbono y otros gases de efecto Invernadero” que encara el Ministerio de Economía, por lo que también incluye al H2 verde (producido a partir de energías renovables), el azul (gas natural) y rosa (nuclear). 

“Resulta claro, que Argentina tiene todas las condiciones para ser líder regional y potenciar las capacidades de países vecinos que no cuenten con algunas de estas capacidades pero que puedan desarrollarse en cooperación con nuestro país”, señala el borrador.

El gobierno de Argentina ultima detalles de su nuevo proyecto de ley de economía del hidrógeno

¿Qué rol está previsto para el hidrógeno renovable? Se estima que se podría generar una capacidad máxima entre 724 GW y 1617 GW si se utiliza toda la superficie apta para proyectos eólicos, a un factor de carga anual del 43% al 49%, lo que resultaría en una producción de H2V estimada entre 46 y 118 Mt por año. 

Y si se toman supuestos similares para el caso de energía solar, las proyecciones arrojan que de acuerdo con la disponibilidad y potencia fotovoltaica promedio, se podría obtener por electrólisis entre 182 Mt y 437 Mt por año de hidrógeno verde. 

“Mientras que en la región centro y litoral del país existe una variada disponibilidad de biomasa en el área agrícola, que puede utilizarse para producir H2, en particular por gasificación de la biomasa seca o por reformado con vapor de biogás y bioetanol. Aunque las tecnologías que emplean biomasa aún no tienen el grado de maduración como las tecnologías para H2 azul y verde”, complementa el documento. 

A ello se debe agregar que el estudio también presenta una serie de estimaciones sobre el costo nivelado del hidrógeno verde y sus derivados más sustentables a comparación de los que se producen actualmente. 

Tal es así que en el caso de aquel vector producido a partir de fuentes renovables, se seleccionaron 16 localizaciones de posibles parques eólicos en el sur, solares en el norte e híbridos en el centro del país; además de una planta de electrólisis cercana al punto de entrega y con disponibilidad de agua. 

Como resultado, el LCOH del H2V varía entre 2,8 y 6,4 USD/kg H2, siendo la región patagónica la de menor costo nivelado (de 2,8 a 3,9 USD/kg) y la zona norte del país la más elevada (de 3,6 a 6,4 USD/kg) en función de la ubicación geográfica del parque y si éste es on-grid u off-grid. 

Aunque para los próximos años, se observa que Argentina podría alcanzar costos de 1,7 a 3,4 USD/kg en base a energía eólica hacia el 2030 y de 1,4 USD/kg y 2,7 USD/kg para el año 2050, con lo que lograría ser competitivo con otros países en dicha década. 

Y por el lado del amoníaco verde, el LCOA resulta más competitivo en la región patagónica a partir del recurso eólico con un rango de 600-620 USD por tonelada y para el recurso solar este rango se eleva a 750-1.000 USD. 

De todos modos, el borrador de la ENH remarca la importancia de desplegar “estrategias regionales” para la producción de soluciones de energía limpia e hidrógeno para ciertos nichos como minería y otras industrias.

“La ENH deberá orientarse hacia la misión de potenciar las ventajas competitivas del país a través del desarrollo de capacidades industriales y tecnológicas propias, apalancadas en sus riquezas naturales y las ventajas de su localización, buscando fomentar eslabonamientos aguas arriba y aguas abajo de la cadena de valor del hidrógeno de bajas emisiones, promoviendo la descarbonización de los usos actuales de H2, la adopción de este vector en  usos novedosos y con impacto en el mercado nacional e internacional”, manifiesta el archivo. 

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INPROCA celebra su 20 aniversario compartiendo su expertise en el sector eléctrico

INPROCA es una organización que tiene como misión incrementar la confiabilidad a los Sistemas Eléctricos para lograr un suministro de energía en los procesos de forma continua y eficiente.

Y lo ha venido logrando con un enfoque en excelencia operativa, superando las expectativas de los clientes a través de sus distintas unidades de negocios y a su Sistema de Gestión integrado de calidad que permite la mejora continua en los procesos.

«Durante 20 años hemos sido un referente en el sector eléctrico por contar con un amplio portafolio de servicios, ofreciendo soluciones en diversas etapas de los sistemas eléctricos desde los análisis previos, consultorías, diseño, construcción, diagnóstico, operación, mantenimiento, suministro de equipos y formación especializada», señaló Lenín Díaz, gerente general de INPROCA.

En su 20° aniversario, la empresa renueva su apuesta por el crecimiento de la empresa en distintas áreas. Y, en el marco del próximo evento de Future Energy Summit, vuelve a posicionarse como un actor clave del sector eléctrico como Partner comprometido en impulsar el debate entorno a la transición energética y los retos que aquella acarrea.

«Estamos en presencia de una expansión de fuentes renovables en la matriz de producción de los sistemas eléctricos y por eso nuestros servicios de mantenimiento, con enfoque a maximizar la confiabilidad de estos sistemas, han tomado un rol preponderante de cara a mantener la disponibilidad de las centrales en su máxima expresión», precisó el gerente general de INPROCA.

Actividades como ensayos predictivos en subestaciones y centros de transformación, diagnóstico de transformadores mediante análisis de aceite y evaluación de cables soterrados se han convertido en rutinas indispensables en el programa de mantenimiento de parques renovables tanto en la etapa de construcción así como en su operación.

Es por ello que INPROCA ha fortalecido la disponibilidad de equipamiento técnico compuesto por tecnología de vanguardia, know how de más de 20 años y un sistema integrado de gestión a la disposición de nuestros clientes, con ofertas que garantizan el cumplimiento de todas las actividades predictivas en los principales elementos del sistema, así como el servicio de atención inmediata de atención de averías para hacer de la confiabilidad y disponibilidad los indicadores de excelencia en todos los sistemas eléctricos de sus clientes.

Sobre estos temas podrán consultar de primera mano a los ejecutivos de INPROCA que asistirán al megaevento presencial de Future Energy Summit.

ASISTIR

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Análisis: la importancia de considerar los escenarios de cambio climático para delinear políticas energéticas

El Banco Interamericano de Desarrollo (BID) organizó un seminario enfocado en apoyar la transición de energía limpia y la resiliencia climática en América Latina y el Caribe al que participaron referentes del sector público y privado de distintos países de la región.

Entre ellos, Ligia Castro, directora de Cambio Climático del Ministerio del Ambiente de Panamá y asesora del ministro, se refirió a cómo podrán impactar las altas temperaturas, tormentas y sequías en la matriz energética actual y porqué es importante evaluar distintos escenarios para lograr la transición energética en Panamá y en el resto de la región.

Según indicó la directora de Cambio Climático de Panamá, los escenarios de cambio climático que se pronostican a corto, mediano y largo plazo pueden ser tomados como un punto importante de análisis para trabajar en el plan de adaptación en el sector energético.

“Los escenarios de cambio climático nos muestran que las dos provincias en las que encontramos las principales centrales hidroeléctricas Bocas del Toro y Chiriquí para el 2030, 2050 y 2070 van a ver una reducción de las precipitaciones, va a ser gradual, pero también va a haber un aumento de las temperaturas durante el día. Esto significa que no solo perderemos recursos del lago por la reducción de las precipitaciones, sino que también habrá más evaporación a medida que aumenten las temperaturas”, alertó Ligia Castro. 

Y agregó: “Durante el verano, también tenemos que considerar los incendios forestales en diferentes áreas y otros fenómenos climáticos porque estos tienen un impacto en nuestras instalaciones y también afectan el suministro de energía disponible para la población”.

¿Qué tecnologías renovables llegarían para acabar con ese déficit de generación? Desde el análisis de Castro solar y almacenamiento se posicionarían muy rápidamente.

“Podemos imaginarnos invertir en tecnología fotovoltaica y baterías a este nivel para que podamos lograr una combinación de fuentes de energía hidroeléctrica y fotovoltaica durante una sequía o cuando hay un pico de demanda en el sistema”, consideró la directora de Cambio Climático del Ministerio del Ambiente de Panamá.

Ahora bien, también advirtió que a la par de la incorporación de nueva generación será preciso reforzar las redes.

“Es necesario tener una infraestructura más resistente para distribución y transmisión de generación”, concluyó.

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Solar Company apuesta fuerte a los micro inversores para mejorar los alcances de la energía fotovoltaica

Como muchos otros países de Latinoamérica, Perú viene ampliando sus esfuerzos por convertirse en uno de los lugares más atractivos para invertir en energías limpias.

En efecto, el marco regulatorio está en proceso de cambiarse en favor de estas tecnologías y muchas empresas peruanas están trabajando en proyectos de pequeña y gran escala.

Una de ellas, es Solar Company enfocada en brindar soluciones de energía fotovoltaica. En conversaciones con Energía Estratégica, el jefe de proyecto de la firma, Daniel Mendez, destaca: “Este año estamos apostando por los micro inversores para poder llevar energía solar a más personas. Tenemos muy buenas expectativas: ya instalamos varios en Lima y en la selva ”.

“Hemos importado de China micro inversores de 880 W, 2000 y 1728 VA, con los niveles de tensión que se manejan en Perú. Con esta tecnología buscamos asistir fácilmente a los proyectos domiciliarios, un sector que no está muy atendido en la industria solar”, agrega. 

Según el experto, este tipo de equipamiento eléctrico requiere menos inversión inicial y tiene un período de recuperación de 2 a 5 años aproximadamente.

“Queremos masificar el sistema. Si bien los clientes industriales son nuestros proyectos más representativos y grandes, queremos que el uso de energía solar se pueda llevar también a clientes más pequeños”, asevera.

En tanto a los proyectos industriales, Solar Company trabaja en parques fotovoltaicos en Lurín y recientemente instaló un proyecto de 260 paneles de 455 watts con dos inversores de la marca Solis para una empresa de la región. 

Desafíos por delante

Mendez describe a la firma como un equipo de ingenieros eléctricos que busca diferenciarse en la calidad de la presentación de sus instalaciones cumpliendo con los estándares de seguridad y salud laboral e implementando el control de riesgos para trabajos eléctricos.

Por otro lado, el especialista advierte que la falta de regulación del mercado desalienta a la inversión: “Por falta de control, en Perú muchas empresas se lanzaron sin tener la experiencia ni conocimientos en la normativa extranjera y no han tenido muy buenos resultados”. 

“Se necesita desde hace tiempo controlar los proyectos de energía solar. Antes de instalar un sistema de conexión a red, tiene que haber una evaluación por parte de un ente regulador”, concluye.

 

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EDF Colombia inicia la construcción de la planta de biomasa Refoenergy Villanueva

Como parte del compromiso de sumar esfuerzos significativos para diversificar la matriz energética del país y aumentar la participación de fuentes renovables, EDF Colombia y Refocosta se asociaron para construir la planta de generación de energía con biomasa, que estará ubicada en el municipio de Villanueva, Casanare, y tendrá una capacidad total instalada de 28 MW.

Así, con la primera siembra de árboles que producirá la energía verde en camino hacia un futuro sostenible, se dio inicio a la construcción de la planta, que se espera empiece operaciones a principios de 2025.

«La construcción de la planta Refoenergy Villanueva forma parte del compromiso de ser una fuente de energía renovable y limpia que contribuya al desarrollo sostenible, económico, ambiental y de seguridad energética de la comunidad y el país», señaló Carlos Andrés López, presidente de Refocosta.

La generación de energía a partir de biomasa es una alternativa limpia y renovable.

En el proyecto de Refoenergy Villanueva se generarán más de 200 GWh al año de energía verde y firme, que además tendrán un potencial de reducción de emisiones de CO2 de más de 70.000 toneladas al año en la matriz energética del país.

Por su parte, para Jean-François Lebrun, CEO de EDF Colombia, «la movilización de nuestro contratista EPC Berkes y el inicio de la construcción de la planta de Villanueva es un hito clave para el proyecto, y el resultado de un intenso trabajo de desarrollo llevado a cabo conjuntamente por EDF y Refocosta; muy pronto, las obras civiles y el montaje electromecánico comenzarán, fomentando así la economía regional. También, esperamos que Villanueva sea el primer proyecto deun plan a largo plazo de generación de energía con biomasa que apoye a las comunidades y acelere la transición energética del país».

La construcción de la planta de Villanueva es un paso más hacia el camino trazado por Colombia en el marco de la Conferencia de las Naciones Unidas sobre el cambio climático de 2022, COP27, el cual permitirá contribuir con el cumplimiento de los Objetivos de Desarrollo Sostenible.

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Royón viajó a Berlín para conocer el avance de los proyectos de una petrolera alemana en Argentina

La secretaria de Energía, Flavia Royón, se reunió este martes con el CEO de Wintershall Dea, Mario Mehren, en Berlín. En el encuentro dialogaron sobre la relación entre Argentina y Alemania en materia energética. También, sobre los avances en las iniciativas que tiene la compañía en Tierra del Fuego y Neuquén, el proyecto de desarrollo gasífero Fénix y la perforación de 20 pozos en el yacimiento neuquino de Aguada Pichana Este, respectivamente.

Ambos proyectos resultan estratégicos para Argentina puesto que contribuirán a lograr el abastecimiento interno del país y reducir las importaciones de gas natural licuado (LNG, por sus siglas en inglés).

De la reunión también participaron Florencia Travieso, subsecretaria de Coordinación Institucional; Fernando Brun, embajador de Argentina en Alemania y a Santiago Sacerdote, gerente ejecutivo de YPF Nuevas Energías.

Entre las otras temáticas que se abordaron en el encuentro, se evaluaron posibles actividades de gestión del carbono e hidrógeno en Argentina en un futuro próximo.

Frente a esto, Mehren sostuvo que «el gas natural juega un papel clave en Argentina. Wintershall Dea contribuye con su vasta experiencia, sus conocimientos tecnológicos y sus sólidos proyectos a la producción de energía en el país». «Al enfocarse en el gas, la compañía apoya a Argentina en su camino hacia el autoabastecimiento energético, contribuyendo a la vez a la transición energética del país«, planteó.

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, Redaccion EconoJournal

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Autorizarán exportaciones anuales en firme de petróleo hacia Chile

La Secretaría de Energía, a cargo de Flavia Royón, reglamentó un nuevo régimen de autorizaciones para exportaciones en firme de petróleo por oleoductos a Chile. La novedad es que los permisos de exportación serán anuales y no como ocurre con las ventas de crudo al exterior por barco que son mensuales o bimensuales. La medida se publicó este martes en el Boletín Oficial mediante la resolución 175/2023.

El objetivo es otorgar un mayor plazo a las exportaciones en firme de petróleo a Chile, principalmente el crudo no convencional de Vaca Muerta. Incluso, la cartera energética habilitó a que las petroleras que obtengan el permiso anual de venta por oleoductos transfronterizos podrán pedir una autorización adicional de exportación excedente a las cantidades en firme autorizadas.

En el sector hay algunos proyectos para ampliar la capacidad de envíos de crudo a Chile, pero podrían estar operativos a partir de 2024. La excepción podría ser el Oleoducto Trasandino, que está inactivo desde 2006, pero en la actualidad se le están realizando pruebas técnicas para que se pueda utilizar este año.

Autorizaciones

El nuevo procedimiento aclara que las empresas que concreten exportaciones de “aceites crudos de petróleo y aceites crudos de mineral bituminoso” por medio de oleoductos fronterizos deberán registrar los envíos en la Subsecretaría de Hidrocarburos, que conduce Federico Bernal. También aclara que las ventas de petróleo al exterior “no deben impactar en forma negativa en el normal abastecimiento del mercado local”, dependiendo del estado actual del parque de refinación del país.

En concreto, las compañías deberán identificar el país de destino del producto; el oleoducto utilizado para la exportación; las concesiones de explotación que aportarán volúmenes de petróleo crudo con destino a la exportación solicitada; el volumen máximo exportable estimado para el año calendario y el cronograma de exportaciones previsto para el mismo lapso; y, por último, la información de precios contratados o proyectados de la operación de exportación.

Revisión

Según indica la resolución, la Secretaría de Energía hará una evaluación del procedimiento de autorización de las exportaciones donde analizará:

a. El nivel de inversiones alcanzado en explotación de petróleo crudo.

b. La evolución de las reservas de petróleo crudo en relación con la necesidad del parque refinador doméstico y las ventas externas ya aprobadas en condición firme.

c. La evolución de los precios del petróleo crudo y derivados en el mercado interno y en los mercados externos.

d. Las condiciones generales de los mercados energéticos a nivel internacional.

Pero la cartera a cargo de Royón destaca que si hay modificaciones en estas variables, de todos modos “no quedará afectada la firmeza, continuidad y estabilidad jurídica de las autorizaciones de exportación otorgadas hasta dicha fecha, y los volúmenes de exportación de hidrocarburos líquidos autorizados en firme no serán susceptibles de interrupción o redireccionamiento por parte de la autoridad de aplicación”.

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, Roberto Bellato

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El know-how de Vaca Muerta acortará tiempos en Palermo Aike y la D-129

CGC avanza en el desarrollo no convencional. Con perforaciones exitosas en las cuencas San Jorge y Austral, pensar en un futuro como el de Vaca Muerta “es totalmente posible”, indicó el COO de la operadora, Pablo Chebli. Qué se necesita para que así sea. Al hablar de No Convencional (NC) la mente asocia, automáticamente, con el gigante neuquino: Vaca Muerta. Pero la realidad es que hay un horizonte más allá del yacimiento que es hoy la nave insignia de la Argentina en materia de producción de gas y petróleo. El potencial de Santa Cruz en el NC no es algo […]

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Tenaris da un paso más hacia una producción de acero más limpia en Argentina

La planta integrada de tubos sin costura de Tenaris en Campana, Argentina, instalará un nuevo horno de arco eléctrico (EAF) equipado con la tecnología Consteel® de Tenova. La inversión reducirá las emisiones de CO2, generando una mayor eficiencia energética y aumentando la producción. El nuevo horno eléctrico de arco Consteel® reemplazará una de las dos unidades de horno eléctrico de arco existentes en la fábrica y por sí solo tendrá la misma productividad que los dos hornos eléctricos de arco existentes combinados. Tendrá una capacidad de producción de 950.000 toneladas de acero líquido para la fabricación de tubos sin costura. […]

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Normand Commander, un buque multipropósito de apoyo a plataformas offshore, nuevamente en Mar del Plata

Un pura sangre del apoyo logístico a las plataformas offshore de la industria del gas y petróleo, que opera hace mucho tiempo en el sur, donde hace años se extrae gas y petróleo dentro del mar argentino. El Normand Commander, esperando ingreso al astillero de SPI, permanece amarrado en el muelle de ultramar. ¿Y esas luces? Esas luces pertenecen al “Normand Commander”, el barco multipropósito para actividades offshore que con sus casi 93 metros de eslora y 20 de manga, resalta hoy en la 8º sección del puerto marplatense. No es la primera vez que esta embarcación construida en Noruega […]

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Vaca Muerta: La tendencia es muy favorable hacia el empleo privado

Se cree que habra un crecimiento de trabajadores en las empresas mayor al cierre del año pasado y, en las provincias de Neuquén y Río Negro, tiene mucha más fuerza que en el resto del país. Según la Encuesta de Expectativas de Empleo de ManpowerGroup, el empleo privado muestra una tendencia muy favorable principalmente en la Patagonia, luego de consultar a 700 empresas en todo el país acerca de sus planes para incorporar personal en los meses venideros de abril, mayo y junio. En concreto, la pregunta tiene que ver con si tienen o no expectativas de ampliar sus planteles. […]

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Scania invierte u$s 27 millones en la Argentina y apunta a exportar a más países

Scania anunció una inversión de u$s 27 millones en la Argentina. Del monto, u$s 18 millones serán para renovar tecnológicamente los componentes que fabrica en su planta de Tucumán y exporta el 100%. Apuesta a enviar a más mercados y a otras marcas de camiones. Scania invertirá u$s 27 millones este año en la Argentina. El grueso, u$s 18 millones, serán para su planta de Tucumán, que está trabajando al límite de su capacidad y, el año pasado, generó exportaciones por u$s 185 millones. Su CEO en el país, Oscar Jaern, apunta a que el desembolso, que renovará tecnológicamente los […]

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YPF presenta nuevamente la Cátedra de Industrialización que se dictara en la UNLP y la UTN

Será la novena edición de esta iniciativa que busca acercar a los estudiantes de ingeniería a la dinámica de la industria de los hidrocarburos. El próximo 30 de marzo se presentará la Cátedra YPF de Industrialización dictada en la Universidad Nacional de La Plata y la Universidad Tecnológica Nacional Facultad Regional La Plata. La misma se inició en 2015 y es parte del programa de estudios de las carreras de Ingeniería Industrial y Química. Asimismo se llevará a cabo la firma del convenio entre YPF y ambas casas de estudios, con el objetivo de promover e impulsar acciones de cooperación […]

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PARA GENERAR MÁS INVERSIONES Y EMPLEO, CRESTO PROYECTA SUBSIDIAR LA MITAD DEL COSTO ENERGÉTICO QUE AFRONTAN LAS EMPRESAS DEL PARQUE INDUSTRIAL

El anuncio fue realizado ayer por la tarde, en las jornadas de promoción industrial que la Municipalidad de Concordia y el Ente de Administración del Parque Industrial (EMAPI) llevaron adelante – junto a funcionarios, legisladores y empresarios – en Concordia. En el encuentro, funcionarios de la Secretaría de Industria y Desarrollo Productivo de la Nación – el coordinador legal de la Subsecretaria de la Pequeña y Mediana Empresa, Federico Martínez, el director de Políticas de Financiamiento, Fabián Scorza, y la directora de Desarrollo Regional, Fiorella Robilotta – expusieron sobre herramientas de crédito y financiamiento que el Ministerio de Economía pone […]

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PPI sube a 24 dólares el precio objetivo del ADR de Vista Energy: el análisis completo

En un informe, ve un upside potencial de 39,7%. El documento completo con el análisis de la acción de la compañía en Wall Street. La acción de Vista Energy podría subir un 39,7% este año, hasta los 24 dólares en Wall Street, si se cumple el pronóstico de PPI. Precisamente,, PPI actualizó el modelo de valuación de Vista (VIST) con un nuevo precio objetivo para fin del año 2023 de 24,0 US$/ADR lo que representa un upside potencial de +39,7% respecto al precio actual y una suba de +3,0% respecto al objetivo anterior calculado en octubre. La actualización del target […]

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La británica Royal Road comenzará en mayo a explorar en Caucete en busca de cobre

Las autoridades de la compañía se reunieron con al ministro de Minería de San Juan, Carlos Astudillo, para presentarle sus planes de perforación que iniciarán entre mayo y junio. Visitaron al ministro representantes de la empresa Minerales Camino Real Argentina, subsidiaria de Royal Road, minera de origen británico, que proyecta tareas exploratorias en el Departamento Caucete, en proximidad a Marayes. En diálogo con Astudillo destacaron el entusiasmo con que planean la búsqueda de recursos por medio de perforaciones que iniciarían entre mayo y junio próximo, una vez obtenidos los permisos legales correspondientes que se encuentran en trámite, en búsqueda de […]

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Bolivia: Reactivarán ductos para bajar costo de importar hidrocarburos

Desde YPFB indicaron que apuntan a priorizar la importación de hidrocarburos por occidente. Con el fin de reducir costos y así tener un ahorro, YPFB prevé rehabilitar los ductos Sica Sica-Santa Cruz y Arica-altiplano para internar combustibles. Ya tiene en operaciones el ducto Yacuiba-Santa Cruz, como parte de la estrategia para abaratar costos. El país rehabilitará los ductos Sica Sica-Santa Cruz y Arica-altiplano para internar combustibles, en tanto que ya tiene en operaciones el ducto Yacuiba-Santa Cruz, como parte de la estrategia para abaratar costos en la logística de importación y traslado. Actualmente se ahorra $us 2 millones al día […]

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PEMEX presenta el Plan de Desarrollo de la Unidad para yacimiento Zama ante la Comisión Nacional de Hidrocarburos

Zama está considerado como proyecto estratégico por Petróleos Mexicanos y el Gobierno de México. Petróleos Mexicanos (PEMEX) informa que el día de hoy se ingresa el Plan de Desarrollo de la Unidad (PDU) para su aprobación formal ante la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH), junto a las empresas participantes de la Unidad Zama, Wintershall Dea, Talos Energy Inc. y Harbour Energy plc. Este Plan incluye dos plataformas costa afuera, la perforación y terminación de 46 pozos, así como el transporte del aceite y gas producidos hacia las nuevas instalaciones terrestres de la Unidad en la Terminal Marítima Dos Bocas. El […]

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Future Energy Summit: inicia el evento más convocante sobre energías renovables

Autoridades de gobierno y empresarios se reúnen en República Dominicana para analizar nuevas inversiones en energías renovables y debatir sobre futuros negocios sostenibles. 

Santo Domingo es la sede de este encuentro organizado por Future Energy Summit, que consiste en dos jornadas de conferencias de alto nivel junto al más sofisticado networking. 

El mismo se llevará a cabo este 29 y 30 de marzo en el salón Churchill del Hotel Intercontinental Real, bajo el título “Latam Future Energy: Mexico, Central America And The Caribbean Renewable Energy Summit”. 

Más de 400 líderes del sector público y privado local e internacional confirmaron su participación en este megaevento que cursa su segunda edición en el país. 

El Ministerio de Energía y Minas, la Comisión Nacional de Energía, la Superintendencia de Electricidad y el Centro de Exportación e Inversión (ProDominicana) acogieron de buena manera esta iniciativa. 

Antonio Almonte, ministro de Energía y Minas; Rafael Orlando Gómez, viceministro de Energía; Alfonso Rodríguez, viceministro de Ahorro, Eficiencia Energética y Energía Nuclear, son algunos de los referentes de la cartera energética nacional que confirmaron su asistencia. 

ADQUIRIR ENTRADA

Además de los actores locales, portavoces de asociaciones, fondos de inversión y compañías internacionales llegan desde distintas latitudes atraídos por anuncios de licitaciones y nuevas concesiones para proyectos energéticos en el país y resto de la región.

“Latinoamérica está viviendo una expansión sin precedentes de las energías renovables y hay buenas expectativas para este año”, declaró Gastón Fenés, cofundador de Future Energy Summit

Los recursos naturales e inagotables como el sol y el viento resultan convenientes para el crecimiento de tecnologías renovables como fotovoltaica y eólica, que ganan cada vez más mercado por su conveniencia ambiental, económica y social.  

Junto a estas, las innovaciones en almacenamiento energético con baterías e hidrógeno se suman a los planes de los gobiernos alrededor del mundo para lograr una autosuficiencia energética disminuyendo la dependencia a los combustibles fósiles. 

Future Energy Summit ofrece el espacio ideal para que stakeholders puedan debatir y lograr consensos sobre nuevas tecnologías, incentivos, regulación y financiamiento que permitan impulsar este tipo de negocios sostenibles en República Dominicana y resto de la región.

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Puerto Rico abre oficialmente el periodo de comentarios para su tercera subasta de renovables

Puerto Rico avanza en el tercer tramo de las seis Solicitudes de Propuestas (RFP) para el sector energético. Tal como lo adelantó Energía Estratégica en una publicación previa (ver) los primeros documentos de este proceso para 500 MW de generación renovable y 250 MW de almacenamiento de energía se iban a dar a conocer este mes.

Estos incluyen el borrador de RFP del Tramo 3 inicial, el borrador de PPOA, el borrador de ESSA y el borrador de GSA a los cuales se puede acceder en la carpeta 02 de la pestaña «Documentos» en la barra de herramientas del sitio web del NEPR-IC: https://prebrfp3.accionpower.com

Accion Group, coordinador independiente del proceso (NEPR-IC), comunicó que este lunes 27 de marzo activó la función de «comentarios» para conocer las sugerencias y los puntos de revisión que advierten las partes interesadas en el denominado «tranche 3».

Esta etapa de retroalimentación sobre los borradores iniciales permanecerá abierta hasta el 10 de abril de 2023.

Se invita a las partes interesadas a sugerir mejoras a los borradores de los documentos de RFP proporcionando cambios y explicaciones «marcadas en rojo» para esos cambios sugeridos.

Es importante la participación de eventuales empresas oferentes en esta instancia ya que, una vez que el NEPR apruebe los documentos de la RFP, los términos y condiciones de la RFP y los contratos proforma serán definitivos y no se permitirán cambios materiales.

Seminario web informativo

Para evacuar toda duda adicional que exista, NEPR-IC organizará una segunda sesión de partes interesadas el jueves 30 de marzo de 2023 a la 1:00 p. m., hora estándar del Atlántico. El propósito es brindar una descripción general de las diferencias entre las RFP del Tramo 2 y el Tramo 3, así como información de LUMA sobre la LGIA.

Se insta a todas las partes interesadas a registrarse para el seminario web a través del sitio web de NEPR-IC haciendo clic en la pestaña «Segunda sesión de partes interesadas» en la barra de menú. Quienes se registren para el seminario web en el sitio web del NEPR-IC recibirán los detalles de acceso por correo electrónico 24 horas antes del seminario web.

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La CREG publica resolución clave para que consumidores lleguen al 10% de renovables

Ayer la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) publicó la Resolución 101 008 (DESCARGAR), clave para que los usuarios puedan dar cumplimiento a la obligación del consumo del 10% de energías renovables, señalada en el artículo 296 de la Ley 1955 de 2019.

En una entrevista para Energía Estratégica, Hemberth Suárez Lozano, Socio fundador de OGE Legal Services, analiza el tema.

¿Cuál es el espíritu de esta resolución?

Viabilizar el cumplimiento del 10 % a cargo de los comercializadores de energía en relación a las compras mínimas de energía proveniente de energías renovables.

¿Qué se dijo sobre el cubrimiento de la obligación con los excedentes de los autogeneradores?

Nada, creo que se dejó pasar una oportunidad para impulsar el desarrollo de la autogeneración. Tocará esperar a que el Ministerio define la participación de la Autogeneración en el mercado de confiabilidad o en el de suministro firme de energía.

¿Qué se dijo sobre el cumplimiento del 10% con energía destinada para Usuarios No Regulados?

Nada, y de nuevo, en mi opinión se dejó pasar una gran ayuda para que los comercializadores alcanzaran fácilmente la meta del 10 %. Al respecto lo que se comentó fue que la CREG no tiene competencia para flexibilizar el cumplimiento de las obligaciones definidas por el ministerio.

¿Cuál cree usted que continúa siendo el punto por resolver?

Que todos los comercializadores de energía tienen la obligación de compra mínima del 10 %, pero no todos atienden usuarios regulados. ¿Cómo quedan los comercializadores que solo atienden Usuarios No Regulados?

¿Cómo funcionarán estas convocatorias?

A través de convocatorias que pueden tener como objeto exclusivo en los pliegos de condiciones la compra de energía de fuentes no convencionales de energía renovable, FNCER.

¿Cómo se estructurarán?

A través del Sistema Centralizado de Información de Convocatorias Públicas, SICEP, el comercializador de energía que atiende usuarios regulados debe publicar una convocatoria en la cual señala unas condiciones, plazos y metodología de evaluación de las ofertas que reciba.

¿Se pone un límite de potencia a subastar o cada comercializador podrá licitar lo que necesite para alcanzar ese objetivo del 10% de renovables?

La cantidad máxima para contratar a través de convocatorias con objeto exclusivo no podrá superar la energía restante para llegar al diez por ciento (10%).

¿Y se habla de plazos de contratación?

No, el plazo hace parte del expediente electrónico que crea el comercializador de energía que lanza la convocatoria.

¿Cuánta potencia renovable podría adjudicarse al calor de esta resolución?

En un alto porcentaje porque la demanda para atender usuarios regulados es alta

¿Es una oportunidad para los proyectos de generación solar?

Sí, este es otro espacio en donde las granjas solares pueden anclar su generación.

¿Qué ventajas tendrá el generador que presente ofertas en estas convocatorias? 

Pagadores sólidos.

Pero a la vez, además de tener que se competitivos, tendrán el reto de constituir garantías con alto costos financieros, esto será así en la medida que los compradores por lo general lanzan periodos largos.

No es lo mismo acreditar un patrimonio transaccional para contratos de 1 año que para contratos de 5 años.

¿OGE tiene clientes interesados por este tipo de convocatoria?

Sí, comercializador independientes que aún deben cumplir el 10 %.

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Noatum continúa creciendo en Latinoamérica ofreciendo estrategias logísticas para proyectos renovables

Noatum Logistics es una empresa en Supply Chain Management con cobertura global y posicionada en el Top 50 de freight forwarders a nivel mundial.

Iván Corzo, director comercial de Noatum Logistics para Colombia, contó durante el evento de Latam Future Energy (hoy Future Energy Summit), desarrollado en Bogotá (en el Hotel JW Marriott), el pasado mes de octubre, que la compañía tiene “planes grandísimos no solamente en Colombia, sino en la región, como proyectos para Chile, Perú, Argentina”.

“Estamos brindando las mejores soluciones en tema de logística, tanto internacional como logística nacional que mandan nuestros proyectos en el sector fotovoltaico, en el sector eólico, en el tema de infraestructura, en el tema de minería, hoy en gas, ahí estamos muy fuertes, ha sido un buen año”, destacó por el 2022.

Recordó que Noatum ya ha estado trabajando con empresas de la talla de Soltec, Nordex, SolarPack, Elecnor y Negratín tanto en Colombia como en Latinoamérica.

Punto crítico

Durante la entrevista, Corzo recordó que desde la pandemia la logística “cambió un montón”, desde costos de fletes, rotaciones de naves, cambios itinerarios, escasez de contenedores, yuques que ya cambian sus rutas completamente y que “termina pegándonos a nosotros en nuestro negocio”.

Recordó que antes de pandemia el traslado de contenedores desde China costaban entre 1,8 a 2 mil dólares “Posterior a ello tuvimos el año pasado fletes de 18 mil, 20 mil, 22 mil dólares”.

Pero destacó que a fines del año pasado ya los precios se estabilizaron entre los 3 a 4 mil dólares. Para el director comercial de Noatum la tendencia del 2023 será similar a la del 2022 en cuanto a costos.

Los servicios de Noatum Logistics

Proyectos llave en mano: somos especialistas en llevar a cabo la logística de proyectos industriales llave en mano. Al tener un perfecto conocimiento de este sector empresarial, podemos adaptarnos a cualquier segmento de la cadena logística según las necesidades de nuestros clientes.
Transporte marítimo y aéreo: al ser líderes en el mercado de fletamentos marítimos y aéreos para carga de proyecto y breakbulk podemos ofrecer a nuestros clientes y socios logísticos toda nuestra experiencia, llevando a cabo los envíos por mar y/o aire al más alto nivel en las condiciones de mercado más competitivas.
Ingeniería del transporte: ponemos a disposición de nuestros clientes nuestros servicios de ingeniería del trasporte, en los que están incluidos los servicios de nuestros proveedores y de nuestra auditoría técnica. Ofrecemos soluciones mundiales para operaciones de transporte e izado de cualquier tipo de carga, ya sea Heavy Lift o sobredimensionada.

Terminales Portuarias: terminales propias del Grupo Noatum, con equipos especializados y experimentados en la gestión de cargas complejas, como la estiba de palas eólicas de más de 60 metros de longitud. Almacenes cubiertos y campas descubiertas, que disponen de grúas y material auxiliar específico para la manipulación de grandes piezas.
Aduanas: analizamos y proponemos los métodos más adecuados para liquidar los aranceles de la carga en cualquier destino y desde cualquier origen.
Planificación logística: buscamos las ubicaciones, los métodos, las herramientas y el acceso adecuados para transportar la carga a cualquier destino.
Asistencia en compra: ponemos a disposición de nuestros clientes nuestra experiencia diseñando los escenarios logísticos más favorables para que puedan realizar sus compras de la forma más efectiva.

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Batech participa de la primera licitación internacional de hidrógeno verde para Perú

De acuerdo al sector privado, Perú es un país pionero en hidrógeno verde en América Latina: desde el 1965 que produce el vector energético a partir de centrales hidroeléctricas de alrededor de 24 megavatios.

Si bien el marco regulatorio en torno a está industria aún está en proceso de modificarse, no cesan los esfuerzos de las empresas peruanas en seguir impulsando a este vector energético.

En este marco, Edmundo Farge Inga, el CEO de Batech, una compañía peruana especializada en la venta de equipamiento en subestaciones y centrales eléctricas confía en conversaciones con Energía Estratégica que están participando en la licitación internacional para ENAEX -Industrias Cachimayo para la producción de hidrógeno verde de fertilizantes en Perú.

En concreto, la empresa internacional ENAEX tiene 7 electrolizadores de 3.5 MW cada uno y van a reemplazar 3 de ellos.

“Batech está participando en esa licitación en conjunto con la empresa china Tianjin Mainland Hydrogen Manufacture Equipment Co., Ltd. Los resultados saldrán en un mes aproximadamente.Son proyectos grandes de más de 4 millones de dólares para reemplazar estos 3 equipamientos”, destaca. 

Oportunidades para la producción de hidrógeno en la región

En este sentido, el especialista hace hincapié en el potencial de Perú en torno a la industria:  “A pesar de que la reglamentación todavía está en proceso, Perú ha tenido un proyecto inmenso de más o menos 24 megavatios para el desarrollo del hidrógeno”.

Actualmente, el país está en el proceso de aprobar su hoja de ruta o estrategia nacional en favor del hidrógeno lo cual genera grandes expectativas en el sector energético y las proyecciones son prometedoras.

“Para el 2030, la Asociación de Hidrógeno del Perú estima entre 1 a 3 GW de capacidad de consumo eléctrico para generar hidrógeno. Hay 17 mil MW ya en proceso para la construcción de plantas de energía renovable, principalmente”, asegura Farge Inga. 

“Esto implica alrededor de 70 mil puestos de trabajo y mayores oportunidades para el crecimiento de la demanda a partir de estos vehículos mineros, energéticos e industriales, entre otros”, estima.

A su vez, asegura que se vienen muchos proyectos en torno a las energías limpias en general: “Hay una expectativa grande en los desarrollos de energías renovables en Perú a pesar de la problemática política y social, Se espera en estos próximos 10 años, se inviertan entre 16 y 17 millones de dólares, en plantas fotovoltaicas, eólicas y desarrollos en torno al hidrógeno verde”.

 

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Ministro Pardow firma nuevos acuerdos sobre Hidrógeno Verde en visita a Países Bajos

El ministro de Energía, Diego Pardow, inició una gira por Europa para consolidar la posición de liderazgo de Chile en el desarrollo de hidrógeno verde. La visita considera Alemania y Bélgica, comenzando por Países Bajos.

Esta mañana, el ministro se reunió con el CEO del Puerto de Róterdam, Allard Castelein, para renovar, por tres años más, el memorándum de entendimiento que concluía a fines de este mes.

“El Puerto de Róterdam es uno de los más grandes e importantes del mundo. Creemos que este acuerdo es fundamental para seguir profundizando la colaboración para transporte marítimo pensando en la futura industria del hidrógeno verde que desarrollaremos en nuestro país”, explicó el ministro Pardow.

Este acuerdo contempla unir infraestructura portuaria y terminales de uso público en áreas geográficas chilenas con altas perspectivas de exportación de hidrógeno; colaborar en la articulación de consorcios público – privados para materializar un corredor marítimo cero emisiones desde puertos chilenos hasta el puerto neerlandés, y homogenizar las normas de seguridad y requisitos técnicos para el diseño y construcción de buques ecológicos alimentados con derivados del hidrógeno.

El ministro Pardow también participó en una mesa redonda con distintas empresas y actores incumbentes en Róterdam para luego viajar a La Haya donde sostuvo un encuentro con el ministro de Clima y Energía de Países Bajos, Rob Jetten.

Ambas autoridades firmaron un acuerdo enfocado en la construcción de una agenda de cooperación estratégica en Hidrógeno Verde para el periodo 2023 – 2025. Incluye la generación de corredores marítimos cero emisiones, la construcción de nueva infraestructura portuaria, el intercambio de experiencia en aspectos normativos, incentivos al mercado y aplicaciones tecnológicas, así como cooperación en el campo de combustibles sostenibles para la aviación.

La delegación chilena viajará mañana a Alemania para participar el miércoles en el foro “Berlín Energy Transition Dialogue”, donde asistirán más de 2 mil personas de 90 países entre las que se encuentran más de 50 ministros y secretarios de Estado. Además, visitará el resto de los puertos del norte de Europa con los cuales Chile tiene memorándums de entendimiento firmados y sostendrá una serie de reuniones bilaterales.

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