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Deetken Impact compartirá las claves para acceder a financiamiento de proyectos renovables

Deetken Impact, administrador de fondos de inversión canadiense, destaca en el sector energético renovable de América Latina y el Caribe donde ya ha participado en el financiamiento de más de 800 MW.

“Invertimos montos de $1MM USD en adelante en proyectos utility-scale de 3 MW de capacidad instalada en adelante, y también facilitamos estructuras financieras que permiten agregar proyectos de generación distribuida de menor capacidad para generar energía para consumidores comerciales e industriales”, precisó Fernando Alvarado, CEO de Deetken Impact Sustainable Energy.

En la antesala de su participación en el próximo megaevento de Future Energy Summit, el ejecutivo de Deetken Impact adelantó algunas de las principales características deben cumplir los proyectos para acceder a algunas de sus soluciones de financiamiento.

“Para ser elegibles, los proyectos deben ser de tecnologías renovables probadas, haber sido desarrollados de manera integral con especial atención al manejo sistemático de riesgos ambientales y sociales, contar con desarrolladores y socios con experiencia en el sector, contar con viabilidad financiera, y tener intencionalidad de contribuir a los Objetivos de Desarrollo Sostenible de las Naciones Unidas”, reveló.

Alinearse a los ODS no es menor. Su cartera a nivel internacional es bastante amplia e incluye el apoyo a proyectos de tecnologías solar, eólica, hidro y bioenergías, hasta almacenamiento energético. A lo que se suma este valor adicional de privilegiar inversiones de triple impacto.

Aquello le valió la distinción IA50 por triple año consecutivo al demostrar un compromiso para generar efectos positivos en lo social, ambiental y financiero.

Para profundizar sobre las claves para que proyectos de energías renovables accedan a financiamiento Fernando Alvarado, CEO de Deetken Impact Sustainable Energy, tendrá una participación destacada en el panel de debate denominado “Visión de EPCistas, Desarrolladores e Inversionistas” el próximo jueves 30 de marzo en el salón de conferencias principal del Hotel Intercontinental de Santo Domingo.

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En este mercado, Deetken Impact continúa profundizando inversiones. El último proyecto con el que han suscrito un contrato de inversión es Monte Plata, un proyecto solar PV de 71 MW de capacidad instalada en República Dominicana.

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“La ley de litio de La Rioja es buena porque la provincia recién está en la línea de largada”

La declaración de “interés público” y como “recurso estratégico” sobre el litio en la provincia de La Rioja y la nulidad de permisos exploratorios para que se reviertan al estado generó mucha polémica en la industria minera. Distintas voces y sectores se manifestaron a favor y en contra. EconoJournal entrevistó al consultor minero Favio Casarin, que analizó la medida impulsada por el gobernador Ricardo Quintela: “en este escenario internacional, La Rioja vio que no tiene absolutamente ningún desarrollo ni empresas con permisos de cateos desarrollando una sola inversión”. Y explicó que, por la zona geomorfológica donde está, “probablemente esta provincia tenga recursos de litio”.

Sin impulsar estas medidas, La Rioja tampoco podría atraer a nadie para invertir porque todos los permisos ya estaban otorgados”, añadió. Casarin afirmó también que La Rioja intenta reordenar los permisos de cateos y poder iniciar un proceso para que en un futuro otras empresas puedan invertir.

-¿Qué opinión tenés del debate que se generó a partir de que La Rioja declaró como recurso estratégico al litio?

El debate que se generó por el tema de La Rioja no va a la profundidad de la causa. Por un lado, la provincia declaró de interés púbico y como recurso estratégico al litio y suspendió los permisos de cateo y las concesiones mineras por 120 días para que La Rioja declare zonas de investigación con participación de la empresa minera provincial. Lo que hay que aclarar es que en La Rioja no hay ninguna concesión minera de litio. Había permisos de cateo y prospección sobre determinados salares, ni siquiera de exploración. La Rioja integra lo que geomorfológicamente se denomina “Puna Austral” y habría posibilidades de que tenga concentraciones atractivas de litio. Se lo declare o no, todos sabemos que el litio es estratégico y así se toma en distintas partes del mundo. México y Bolivia lo nacionalizaron. Canadá y Chile declararon zonas de explotación exclusiva. En este escenario internacional, La Rioja vio que no tiene absolutamente ningún desarrollo y ninguna empresa con permisos de cateos desarrollando una inversión. Por eso, la gobernación de La Rioja y el poder legislativo de la provincia determinaron esta medida para salir de esta coyuntura. Probablemente tenga recursos, pero no tiene inversiones. Sin esto, La Rioja tampoco podía atraer a nadie porque los permisos ya estaban todos otorgados.

Por otro lado, desde lo jurídico, tenemos un Código de Minería que es del año 1886 y una reforma constitucional que es de 1994 (casi 110 años después) que tiene plasmado que los recursos mineros pertenecen a las provincias. En resumen, tenemos un código minero atrasado que dice una cosa y una reforma que está por encima del código que dice otra distinta. Esta contradicción en algún momento va a tener que resolverse. Además, es un código vetusto que ya nadie aplica. La Argentina tiene provincias que están divididas autónomamente y aplican distintas políticas mineras, incluso hay siete provincias que prohíben la minería. Entonces, ¿para qué tenemos un Código de Minería?

-¿Por qué una provincia como La Rioja, que no tiene concesiones de litio ni exploración, implementó esta política?

Hay que diferenciar que un proyecto minero tiene un proceso que comienza con un permiso de cateo y de prospección. Eso después se transforma en una exploración. Luego llega la exploración avanzada, que es cuando hay descubrimientos y reservas probadas. Recién acá entramos en la fase donde el permisionario puede ir a pedir una concesión minera. En La Rioja no hay concesiones mineras. Lo único que otorgó fueron permisos, que son derechos precarios. Si el permisionario no avanza, la provincia no puede quedarse de brazos cruzados esperando que transcurran los plazos del Código de Minería. Así nunca va a poder haber una inversión ni se va a otorgar una concesión para que explote ese recurso. La Rioja intervino para acelerar este proceso y poder explorar litio.

-¿Crees que La Rioja puede sumarse en el mediano plazo a ser una provincia relevante en el sector de litio como Jujuy, Catamarca y Salta?

Todavía es muy temprano para poder analizar si La Rioja podrá tener un rol de desarrollo como el de Jujuy, Salta y Catamarca. Salta todavía no tiene proyectos en producción, pero los va a tener en breve y es la provincia que tiene mayor cantidad de exploración. La Rioja primero tiene que definir estos recursos que potencialmente tiene, porque ya se hicieron ensayos donde se encontraron concentraciones de litio. Luego, habrá que analizar qué parte de estos recursos se pueden transformar en reservas. La decisión política que manifestó el gobernador de La Rioja, Ricardo Quintela, sobre el litio es buena porque recién está en la línea de largada. En la medida de que las cosas se vayan haciendo bien los inversores van a ir apareciendo. Recién luego de este recorrido vamos a poder analizar en qué situación está La Rioja. Si no se tomaban estas medidas entre diciembre y enero, ni siquiera estaríamos hablando de esta provincia. Si San Juan tiene minería, Catamarca tiene minería y La Rioja está entre los dos compartiendo la misma Cordillera de los Andes y la misma geomorfología, es lógico que también tenga recursos mineros. La medida que tomó La Rioja es para que la provincia se convierta en un actor minero.

-¿Cómo ves al sector del litio en este escenario y qué esperás para 2023?

Este año están depositadas muy buenas expectativas. Algunas de las proyecciones que ya teníamos para fines de 2022 para incrementar la producción van a confirmarse este año, sobre todo porque va a ingresar en producción el desarrollo de Minera Exar en Jujuy (proyecto Cauchari – Olaroz), más las ampliaciones de la planta del proyecto de Livent en Catamarca y se suma el proyecto Olaroz de Allken en Jujuy. Sólo con esto, la producción de litio este año podría llegar a duplicarse. Con lo cual, pasaríamos a alrededor de 80.000 toneladas anuales. La Argentina tiene el 8% de la producción mundial. Pero tenemos que considerar que están en etapa de construcción y factibilidad ocho proyectos, aunque puede sumarse alguno más durante este año. Es decir, vamos a incrementar la producción en 2023 y 2024. Por este motivo, en 2025 podríamos estar con una cifra de toneladas de producción bastante más elevada. Además, hay una treintena de proyectos en las provincias de Salta, Jujuy y Catamarca y hay expectativas de que (más adelante) se sumen otras provincias como La Rioja y San Juan. También hay otros proyectos en Neuquén, Mendoza y Córdoba que también están explorando. El problema de las dos últimas provincias son las leyes antimineras.

-¿Qué medidas del gobierno nacional te parecen adecuadas para el desarrollo de los proyectos de litio?

El artículo 124 de la Constitución le otorga el dominio de los recursos naturales, entre ellos los mineros y el litio, a las provincias. La actuación de la Nación es limitada en este aspecto, más allá de que tiene que dar señales al inversor. Siempre el inversor viene primero a la Argentina y, después, se inserta en una provincia. En la medida de que se efectúen políticas de estabilidad financiera, cambiaria y económicas, es central que se otorguen posibilidades para que las empresas inviertan dinero real y con los dividendos que obtengan puedan también transferir para sus casas matrices. Somos un país que no produce algunos insumos que necesitan los proyectos mineros, es clave que puedan ingresar esos insumos al país. Sabemos que la capacidad de dólares del BCRA es limitada por los problemas cambiarios. Es fundamental que el gobierno nacional tome medidas sobre estas cuestiones en el sector minero, porque, además, no las pueden llevar adelante las provincias.

-¿Qué medidas faltan?

Creo que con los precios que está teniendo el litio a nivel internacional una medida sería liberar el tope de las regalías que establece el artículo 22 de la Ley 24.196 y que las provincias puedan establecer regalías móviles, para que puedan subirse y bajarse de acuerdo a la situación del mercado internacional y de la disponibilidad del recurso a las reales inversiones que hagan las empresas. Como sucede en el sector petrolero, necesitamos que distintos capitales nacionales se incorporen al negocio del litio. Esto está empezando a ocurrir, no sólo con YPF sino con otras empresas de origen nacional. También el Estado podría participar a través de una minera nacional público-privada, pero no para reemplazar a las empresas provinciales sino para que sea un actor que facilite la exploración de otros proyectos.

-La Mesa del Litio definió que una porción de la producción vaya para el abastecimiento interno. ¿Alcanza esto para la industrialización local del litio o hacen falta otro tipo de medidas?

Me parece correcto que una parte de la producción quede en el país, pero en la medida que tengamos planes y proyectos de industrialización local. Para que se pueda industrializar el litio hacen falta políticas. Por ejemplo, el litio es un metal intangible contenido dentro de una salmuera, que es agua que contiene sales y que hay que separar al litio. No estamos hablando de un metal puro como la plata o el oro. Mediante un proceso químico, del litio se producen determinados compuestos como el carbonato e hidróxido de litio, que son los principales. Por esta razón, decimos que el litio no es un commoditie, sino que es un producto obtenido de una salmuera que contiene concentraciones bajas de litio y que se debe transformar para obtener estos productos. Para una industrialización local tenemos que tener en cuenta que el carbonato de litio grado batería debe tener una pureza del 99,5%. Entonces, primero deberíamos definir proyectos que puedan fabricar esta pureza en el carbonato de litio. Después está el grado técnico o grado batería, que es el carbonato de litio con concentraciones que van de los 99% al 99,5% de pureza. Por eso, los productos tampoco tienen la misma concentración ni el mismo precio. Esta es la razón que explica que si bien la tonelada se ubica en los US$ 80.000, se vende a menos, porque los productos obtenidos no tienen el mismo grado. Hay que recordar que el carbonato de litio no llega a ser el 5% de los compuestos que lleva una batería y tampoco supera ese porcentaje de lo que es el costo de una batería. Entonces, para desarrollar una industria no basta con tener carbonato de litio porque es una parte mínima de una batería y hacen falta todos los otros insumos, que en su mayoría no se fabrican en el país. En la Argentina no es tan simple pasar de la salmuera, a la fabricación de baterías. Hay que comunicar bien esto a la sociedad, porque existe una confusión generalizada sobre lo que es litio, como se obtienen y procesan sus productos, y qué son las baterías que lo contienen.

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, Roberto Bellato

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La producción de YPF se recupera, pero continúa por debajo de 2019 y en niveles similares a los de hace una década

La petrolera YPF alcanzó el año pasado una producción de 503.300 barriles equivalentes de crudo por día, un 7,2% más que en 2021, según el balance presentado este jueves. El dato muestra una recuperación auspiciosa, pero si se analiza el desempeño de la última década se puede observar que en 6 de esos 10 años YPF produjo más barriles de petróleo equivalentes que en 2022. De hecho, el año pasado la cifra se ubicó apenas un 2% por encima de lo producido en 2013.

El crecimiento interanual fue uno de los más altos de los últimos diez años en términos porcentuales, pero porque la base de comparación es baja debido al derrumbe de 9,2% que registró la producción en 2020. Esa caída record que sufrió la actividad durante el peor momento de la pandemia, la compañía recién la está comenzado a revertir ahora porque en 2021 pudo crecer apenas un 0,6%. El rebote igual no le sirvió para mostrar un crecimiento porcentual record porque quedó por debajo del salto de 13,5% que había logrado en 2014.

En su balance, la compañía conducida por Pablo González decidió entonces calificar el aumento de la producción como “el mayor crecimiento orgánico de los últimos 25 años”. Como se detalló antes, eso no significa que haya logrado un record de producción ni un crecimiento porcentual record. El crecimiento orgánico es aquel que realiza una empresa con los recursos generados de sus propias operaciones, los cuales invierte en nuevos proyectos o mercados. YPF no aclaró esto último en su presentación alentando cierta confusión con respecto al logro que había alcanzado, lo que llevó a algunos medios de comunicación a hablar de “record de producción”.

Cuando se desglosa el crecimiento, se puede observar una expansión de 7,2% en la producción de crudo para alcanzar 226.000 barriles diarios, una cifra que muestra una recuperación clara respecto del piso de 206.800 barriles de 2020, pero no logra igualar la producción de 226.100 barriles diarios alcanzada en 2019 e incluso por debajo de los 227.400 de 2012, hace más de una década.

En lo que respecta al gas, la compañía informó que la producción trepó 5% y alcanzó los 37,5 Mm3d. Al igual que en el caso del crudo, todavía no alcanza los niveles registrados en 2019 cuando se produjo 39,7 Mm3d. 

Resultados financieros

La compañía destacó en la presentación de sus resultados que el EBITDA ajustado alcanzó los 4947 millones de dólares, un 27% más que en 2021 siendo el tercero más alto en la historia de la compañía. Entre las causas subrayó la recuperación de la producción y la mejora generalizada de los precios en los distintos segmentos de su negocio.

El dato es positivo, pero hay que tener en cuenta que está calculado con un dólar oficial al que la compañía tiene acceso limitado, solo para pagar algunas importaciones ya que muchos de los servicios que debe pagar ya están calculados a un dólar que no es el oficial.

Otra cuestión a considerar es que el negocio de YPF es casi exclusivamente en pesos. Por lo tanto, si llega a producirse una devaluación de la moneda local, algo bastante probable en el mediano plazo dada la delicada situación macroeconómica que atraviesa el país, el impacto en su balance será mayor que el que deban enfrentar otras compañías del sector que, por ejemplo, hoy exportan entre el 30% y 40% de su producción.

La exportación sigue siendo la cuenta pendiente de YPF porque eso sí le daría mayor robustez al balance ya que compensaría, al menos parcialmente, el impacto de una posible devaluación. Dentro de la empresa tienen claro este punto y apuestan a comenzar a exportar crudo a partir de este año.

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, Fernando Krakowiak

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Von Wobeser y Sierra enumera las preocupaciones de los inversionistas de renovables en México

En los últimos años, el sector de energía renovable ha experimentado un ajuste sustancial en sus esquemas de negocios derivados del cambio de la política pública en el sector de energía.

Algunos de estos cambios son la cancelación de subastas para la compraventa de energía eléctrica y potencia, el criterio en el mecanismo de emisión y acreditación de los Certificados de Energía Limpia, el freno de actividades de la Comisión Reguladora de Energía, el Centro Nacional de Control de Energía y la Secretaría de Energía, la eliminación del esquema de generación local y las reformas a la Ley de la Industria Eléctrica.

En este marco, Edmond Grieger y Ariel Garfio, socios de Von Wobeser y Sierra, estudio de abogados que se distingue por ofrecer asesoría legal preventiva y reactiva en proyectos de energía e infraestructura, incluyendo renovables, destacan en diálogo con Energía Estratégica: “Por el golpe de timón en el sector, las principales preocupaciones de los clientes son los cambios en la legislación del sector eléctrico, desafíos en la integración a la red eléctrica, criterios ESG y el acceso a financiamiento”.

Cambios en la legislación del sector eléctrico

Durante los últimos años se han implementado cambios en la legislación aplicable en materia de energía eléctrica promovidos por el Poder Ejecutivo, entre los cuales destacan las reformas a la Ley de la Industria Eléctrica publicadas en marzo de 2021, así como la publicación de diversas resoluciones, acuerdos y criterios por parte de la Comisión Reguladora de Energía, el Centro Nacional de Control de Energía y la Secretaría de Energía.

Para la firma, el gobierno modificó las reglas de despacho de las centrales eléctricas para darle prioridad a aquellas centrales cuya fuente no necesariamente tendría que ser renovable (tal y como sí se estableció en un inicio en la publicación de la Ley de la Industria Eléctrica).

“Estos cambios han generado mucha incertidumbre sobre los derechos y expectativas de los permisionarios de generación de energía eléctrica por fuentes renovables”, asegura Grieger.

“Nuestros clientes se vieron obligados a implementar y ejercer diferentes medidas y mecanismos legales de protección, contemplados tanto en la legislación mexicana como en tratados internacionales, que les permitan salvaguardar sus derechos, así como los pronósticos económicos de sus proyectos de energías renovables”, agrega.

Desafíos en la integración a la red eléctrica

De acuerdo con Von Wobeser y Sierra, uno de los pilares fundamentales del cambio en la política energética del país ha sido el fortalecer a la Comisión Federal de Electricidad (CFE) para que ésta retome un papel relevante en la matriz de generación de energía eléctrica.

“Se le ha dado una prelación irracional muy importante a la CFE en materia de obtención de permisos, licencias y autorizaciones, en detrimento y discriminación de centrales eléctricas de particulares, inclusive de centrales que ya estaban listas para iniciar operaciones comerciales”, comenta Garfio.

“Esto ha generado que la integración de centrales eléctricas propiedad de particulares al Sistema Eléctrico Nacional haya sido pírrica en los últimos años”, añade.

Criterios ESG

Tomando en cuenta el crecimiento en la implementación de políticas en materia ambiental, social y de gobierno corporativo (ESG por sus siglas en inglés), los inversionistas han redoblado esfuerzos para que los aspectos sociales y ambientales en el desarrollo, construcción y operación de un proyecto de energía renovable convivan de manera armónica con el medio ambiente y las comunidades.

“El interés por los Criterios ESG se da en cumplimiento tanto de las políticas internas de los propios clientes como de estándares internacionales en materia de sostenibilidad de proyectos de energía eléctrica, como el Sustainability Accounting Standars Board, Principles for Responsible Investment, etc.”, afirman los abogados especialistas.

Acceso al financiamiento

Los cambios en la legislación aplicable y la dificultad de los proyectos a ser integrados al Sistema Eléctrico Nacional pueden complicar la obtención de financiamiento para el desarrollo de éstos o cambiar drásticamente las proyecciones económicas ya contempladas en los mismos.

”Nuestros clientes han encontrado como un reto importante obtener un financiamiento a tasas competitivas”, advierte Grieger.

Acerca de Von Wobeser y Sierra

El grupo de industria de Energía y Recursos Naturales apoya constantemente a clientes enfocados en el sector de energía y, particularmente, en el sector eléctrico.

Su asesoría abarca temas regulatorios, ambientales y de sostenibilidad, desarrollo de proyectos, transaccionales, inmobiliarios, sociales, litigio y arbitraje.

Con respecto a los amparos interpuestos en contra de la reforma a la Ley de la Industria Eléctrica y demás acuerdos emitidos por el ejecutivo a fin de obstaculizar la participación de la iniciativa privada en el sector de energía del país, la firma explica que seguirán dichos procedimientos ante jueces y magistrados federales.

Adicionalmente, el pasado mes de enero de 2023, la Segunda Sala de la Suprema Corte de Justicia de la Nación atrajo una serie de expedientes con amparos en revisión, promovidos por un grupo de empresas privadas en contra del Decreto por el que se reforman y adicionan diversas disposiciones a la Ley de la Industria Eléctrica, de fecha 9 de marzo de 2021.

“Se espera ver una decisión por parte de la Segunda Sala respecto a dichos amparos, situación que podrá beneficiar a la industria eléctrica en México”, concluye Garfio.

 

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La Argentina que viene: líderes del sector y economistas analizarán en Buenos Aires los desafíos y oportunidades de la industria energética

Con el propósito de ofrecer miradas y diagnósticos disímiles, pero potencialmente complementarios, sobre cómo consolidar una agenda energética que expanda y apuntale el desarrollo de los recursos naturales de la Argentina, EconoJournalLa Mañana de Neuquén y Más Energía celebrarán en conjunto Vaca Muerta Insights, un evento exclusivo del que participarán referentes económicos de las principales fuerzas políticas y especialistas en energía.

El encuentro, que tendrá cupos limitados que estarán a la venta en la plataforma de Eventbrite, se llevará a cabo el miércoles 29 de marzo por la mañana en el Salón ‘Tribuna oficial’ del Hipódromo de Palermo en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires (CABA).

La apertura del evento correrá por cuenta del gobernador de Neuquén, Omar Gutiérrez. En tanto que los speakers que disertarán en el panel inicial, que será moderado por el periodista Jairo Straccia, serán Hernán Lacunza, ex ministro de Economía; Emanuel Álvarez Agis, director de la consultora PxQ; y Marina Dal Poggetto, directora ejecutiva de EcoGo Consultores.

En segundo turno, Roberto Brandt, un profesional con una amplia trayectoria en el sector energético local e internacional, moderará un panel del que participarán Nicolás Arceo, director de la consultora Economía y Energía, y Nicolás Gadano, economista de la Fundación Pensar y ex gerente general del Banco Central de la República Argentina (BCRA).

Elecciones y energía

Desde su primera edición, realizada el año pasado en Neuquén, Vaca Muerta Insights se propuso entender los pormenores políticos y económicos de una coyuntura local sumamente desafiante, en la que las decisiones de inversión suelen adquirir un grado extra de complejidad. El espacio busca, en esa clave, responder a la necesidad de aprovechar todo aquello que ofrece la industria energética argentina, con Vaca Muerta a la cabeza, en pos de generar los recursos requeridos para estabilizar una macroeconomía atravesada por la volatilidad.

En un año que estará marcado a fuego por las elecciones presidenciales de octubre y por el devenir de dificultades económicas persistentes como la inflación y las limitaciones en la balanza de pagos, resultará clave predecir los cambios que puedan darse en materia energética durante los próximos meses. Con ese objetivo como premisa fundamental, Vaca Muerta Insights permitirá acceder de primera mano a la opinión y las proyecciones para el corto, el mediano y el largo plazo de economistas, políticos y especialistas de primer nivel.

Fuente: https://econojournal.com.ar/2023/03/la-argentina-que-viene-lideres-del-sector-y-economistas-analizaran-en-buenos-aires-los-desafios-y-oportunidades-de-la-industria-energetica/

 

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Analistas alertan que la venta de gas a Argentina finaliza en 2025

La aprobación de un crédito del Banco de Desarrollo de América latina (CAF) a Argentina para financiar el Proyecto de Reversión del Gasoducto Norte, complementario al Gasoducto Néstor Kirchner, permitirá al vecino país dar curso a su plan de sustitución del gas que importa desde Bolivia.

Según analistas, el proyecto consiste en la construcción de obras complementarias al gasoducto para que éste entre en operación en el corto plazo, situación que pondrá fin a las exportaciones de gas desde Bolivia hacia Argentina.

La CAF aprobó dos préstamos a Argentina por un total de 840 millones de dólares. De este monto, 540 serán destinados al proyecto del gasoducto.

“Con estos proyectos se busca, por un lado, avanzar en la transición justa ampliando el transporte de gas natural a las provincias del norte de Argentina y, por el otro, la financiación de un programa integral que atiende las necesidades de un sector vulnerable como lo son las personas con discapacidad”, remarcó el presidente de la CAF, Sergio Díaz-Granados.

La aprobación de los recursos a favor del Estado argentino fue suscrita en el marco de la CLXXVII reunión del directorio del organismo internacional. El encuentro tuvo lugar en Chile.

En opinión del analista en hidrocarburos José Padilla, Argentina ya cuenta con una planificación para prescindir del gas boliviano a partir del año 2025. De ese modo, Bolivia se quedará únicamente con el mercado brasileño.

Padilla explicó que, con la construcción de mencionado ducto, el norte argentino —que actualmente es autosuficiente en la generación de electricidad— podrá contar con gas natural producido en el megayacimiento Vaca Muerta, ubicado en Neuquén.

Según el analista, Argentina, al contar con el suficiente gas, tampoco necesitará importar electricidad desde Bolivia. Sin embargo, el Gobierno boliviano anunció que en los próximos días comenzará a exportar 40 megavatios de electricidad al norte argentino.

 

Fuente: https://www.lostiempos.com/actualidad/economia/20230309/analistas-alertan-que-venta-gas-argentina-finaliza-2025

 

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Tras los incendios cerca de Atucha I, ¿cómo se posiciona la energía nuclear en Argentina?

El pasado martes se registraron nuevos incendios frente al predio en donde se encuentra la central de energía nuclear Atucha, ubicada en Lima, en el partido bonaerense de Zárate. Ante la situación se realizó un operativo de bomberos y Defensa Civil de la Provincia de Buenos Aires, que declaró que la planta estaba protegida.

Por su parte, la Nucleoeléctrica Argentina S.A. (NASA) declaró que la planta no se ve afectada por los incendios dados en la zona lindera al Río Paraná de Palmas. Sin embargo, el personal de la planta debió salir una hora antes por la presencia de humo. En ese sentido, aseguraron que no se trató de una evacuación, ya que el funcionamiento de la planta continuó sin inconvenientes.

Incendios sospechosos

Las miradas se  posaron sobre las plantas nucleares tras el apagón masivo del miércoles 1 de marzo. Jose Luis Antunez, presidente de la Nucleoeléctrica Argentina, comentó en una entrevista que el apagón se debió a lo emanado por el fuego, lo que afectó al Sistema Interconectado Nacional.

Rodolfo Kemps, investigador de la Comisión Nacional de Energía Atómica y dirigente nacional de la Asociación de Trabajadores del Estado (ATE), explicó a Nota al Pie que lo ocurrido fue por la quema debajo de tres líneas de alta tensión. Por ello, se activó un sistema de protección producto del ascenso del hollín y partículas. Hubo una salida del sistema y la central se desacopló de la línea de alta tensión. La vuelta a la normalidad tardó 22 horas.

Con respecto a los nuevos incendios, sostuvo que falta una mirada pública para la custodia de todo el sistema, ya que se adjudica que las quemas fueron malintencionadas para generar pánico.

En esa línea, Alberto Fernández declaró que se trató de un boicot. “No tengo ninguna duda de que fue un sabotaje, lo único que estaba incendiado era el campo abajo de los cables. Y tuvo por propósito cambiar el eje de lo que había sido mi discurso”, aseguró.

En tanto, el Ministerio de Economía le solicitó al juzgado federal que investigue lo ocurrido y tome las medidas necesarias para dar con les responsables. Sin embargo, hasta el momento no hay datos nuevos en materia legal.

La situación de Atucha III

El primero de febrero de este año el gobierno lanzó un comunicado sobre la firma del contrato entre la empresa estatal NASA y la Corporación Nuclear Nacional de China para la construcción de una nueva central nuclear en Argentina. Se trataría de Atucha III, la cuarta en el país.

La planta, cuya construcción se da en el marco de la recuperación de la política de desarrollo del sector nuclear impulsada por el Estado, estaría ubicada en el predio del Complejo Nuclear Atucha, partido de Zárate. Desde el Gobierno sostienen que contribuirá con una “fuente confiable, segura y limpia a la diversificación de la matriz energética nacional”. Esto permitirá que se reduzca la demanda de combustibles fósiles y la emisión de gases de efecto invernadero.

La inversión realizada por China en el sector nuclear es de USD 8.300 millones. Si bien aún no se inició la construcción de la central, si se puso en operación la adecuación del territorio. Para ese trabajo se emplearon cerca de 600 operaries nucleades en las contratistas Henisa Sudamericana y Hurón. Quienes estuvieron involucrades en conflictos sindicales debido a la falta de pago de sueldos.

Por otro lado, sobre el acuerdo con China, Kemps opinó que es una buena iniciativa. “Se viene discutiendo para favorecer el intercambio para garantizar nuestra autonomía tecnológica. Veo positivo el avance en el acuerdo”, señaló.

A su vez, planteó que es un aspecto negativo que un sector de los medios de comunicación haya intentado boicotear el acuerdo. En ese sentido, expuso a quienes citaron a directivos del área nuclear “aduciendo de forma mentirosa la inseguridad de las centrales nucleares chinas, cuando está probado que este país avanza de manera vertiginosa y de manera segura con su parque de generación de energía”.

La visión antinuclear

En relación a este tema existen diversos grupos que se dedican a un activismo ambientalista, lo cual conlleva una mirada antinuclear. Por ejemplo, desde Movimiento Antinuclear sostienen que la producción de energía nuclear produce contaminación que atenta sobre los cuerpos y territorios. Además,  aseguran que el Paraná está contaminado con radioactividad proveniente de las Atuchas.

Sin embargo, el presidente de la NASA afirmó en el programa Desiguales que es una fuente limpia. A su vez, desde la institución nuclear comunicaron a fines del año pasado que instalaron una nueva estación ambiental. La misma implica el desarrollo de una “red de monitoreo ambiental y radiológico en tiempo real, compuesta por dos estaciones analíticas con soporte técnico y científico remoto de la universidad española”.

Asimismo, Kemps sostuvo que la energía nuclear es segura. La mala fama sobre lo nuclear se debió a incidentes y el uso como artefacto de guerra, en referencia a la carrera armamentista entre Estados Unidos y Rusia.

El investigador afirmó que la energía nuclear es segura porque tiene un sistema redundante y un área específica del estudio de la seguridad. “Es la única fuente de energía que se hace cargo de los residuos, los cuales están minimizados. No hay emanación de gases de efecto invernadero. La seguridad tiene los estándares más altos”, explicó.

A su vez, comentó que hasta el mismo organismo internacional de energía atómica vela por la seguridad en la gestión de residuos radiactivos y los combustibles gastados.

 

Fuente: https://www.notaalpie.com.ar/2023/03/09/la-energia-nuclear-en-argentina/

 

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Una pregunta incómoda se coló en la presentación argentina durante la principal reunión mundial de energía

HOUSTON.- A las 7:30 de esta ciudad, alrededor de 80 personas esperaban todavía sentadas en una sala lateral del cuarto piso del hotel Hilton, mientras desayunaban huevos revueltos con panceta, por el inicio del panel Unlocking Latin American Natural Gas (Desbloqueando el gas natural de América Latina).

La sesión tendría que haber comenzado a las 7:15, pero seguía demorada. Fue una de las pocas que arrancaron el día con retraso en la conferencia más grande de energía, la CERAWeek by S&P.

Por el horario y la ubicación, la charla no tuvo la exposición de otros paneles, pero, aun así, se logró reunir a una audiencia en su mayoría latinoamericana, donde se destacaban los argentinos, ya que entre los exponentes estaban el CEO de YPF, Pablo Iuliano, y su par de Pan American Energy (PAE), Marcos Bulgheroni.

La sesión tenía como objetivo principal, por lo menos para los argentinos, hablar de las virtudes de Vaca Muerta y posicionar al país como “candidato natural” a ser proveedor de gas del mundo, si se desarrolla la infraestructura para ampliar las exportaciones. Sin embargo, la charla terminó incomodada por una pregunta de la audiencia de un analista financiero de la consultora Lazard, Mark Sooby, que preguntó por las restricciones para acceder al mercado de cambios.

“Le dejo contestar al socio mayoritario acá”, contestó rápido Bulgheroni, entre risas, mientras le pasaba la presión a Iuliano, que le respondió con un “gracias, Marcos”, en tono irónico.

El CEO de YPF hizo el esfuerzo para formular una respuesta. “Creo que necesitamos crecimiento en el mercado de energía, en petróleo, gas y las renovables. Este es un sector único que pone a nuestro país en otro nivel. Todas las personas en el Gobierno, los accionistas, piensan que es una oportunidad que la Argentina no se puede perder. Pero tenemos problemas macroeconómicos y tenemos que resolverlos”, dijo Iuliano.

“La industria puede contribuir a tener mejores condiciones, exportando más gas y agregando divisas en nuestra economía. Este es el camino para el futuro”, agregó.

Previamente, a la hora de exponer, el ejecutivo de YPF, sentado en uno de los costados del panel, vestido de traje gris oscuro, camisa gris clara y corbata azul, se refirió al proyecto para exportar gas natural licuado (GNL) que la petrolera está analizando junto con empresa malaya Petronas.

“Necesitamos poner nuestro gas en el mercado global. El futuro para la Argentina es el GNL. Trabajamos con nuestro socio Petronas en un proyecto para el futuro, el proyecto más importante de los últimos 50 o 60 años en el país. Es la oportunidad de poner a la Argentina en otro nivel”, indicó.

Iuliano también se refirió al proyecto de ley que dará facilidades para la inversión en GNL, que se anunció hace unos meses, pero del que todavía no se conoce una palabra del borrador. “Colaboramos con el gobierno argentino para definir las condiciones para que este proyecto se realice. Mi visión o expectativa es que en las próximas semanas Massa mande al Congreso una ley para el desarrollo de GNL”, dijo.

Al preguntarle sobre el contenido del proyecto, el CEO de YPF indicó: “Hemos trabajado este objetivo con el Gobierno para crear las condiciones para que se lleve adelante nuestro proyecto. En pocas palabras, ofrece estabilidad fiscal y acceso al mercado de cambios, y condiciones que permiten a nuestras compañías invertir en proyectos de largo plazo. Nuestro proyecto con Petronas es integrado desde el upstream al mercado, pero no es necesariamente así para otros proyectos, esta ley es muy buena o es un primer paso para crear las condiciones para otros negocios”.

Entre el público, sentados alrededor de mesas, lo escuchaban el presidente de YPF, Pablo González; el CEO de Tecpetrol, Ricardo Markous; la vicepresidenta para América Latina de Excelerate, Gabriela Aguilar, y algunos directores de Chevron y Shell.

Bulgheroni, por su parte, hizo hincapié en la necesidad de desarrollar la infraestructura, sobre todo en gas, donde se necesita expandir los gasoductos y desarrollar los proyectos de licuefacción para entrar al mercado de GNL.

“La invasión de Rusia a Ucrania provocó que haya precios más altos y mucha volatilidad. Para Europa, en el corto plazo, no hubo otra solución que recurrir a proveedores como Qatar, Estados Unidos, Nigeria y Argelia. Pero creo que América Latina debería ser uno de los oferentes naturales adicionales. El continente tiene esos recursos, Bolivia, la Argentina, Brasil. Y Vaca Muerta es el candidato natural para ser el proveedor de Europa”, dijo Bulgheroni en inglés fluido, sentado en el centro de los panelistas, vestido de traje gris y camisa blanca, sin corbata.

El CEO de PAE elogió el desarrollo realizado en los últimos años en Vaca Muerta, que permitió tener costos competitivos en gas y petróleo, pero enfatizó que ahora es momento de “enfocarse en la infraestructura”.

“El gas tiene la particularidad que una vez que se conecta es muy difícil de desconectar. Aún hoy Europa le sigue comprando gas a Rusia. Esto muestra lo resiliente que es la conexión de gas en lo que se refiere a desarrollo. Ahora es tiempo de enfocarnos en infraestructura, primero para conectar el mercado doméstico y luego el regional. Tenemos algunos desafíos, el sector privado se asoció muy bien con el público, pero necesitamos un programa millonario para desarrollar esta infraestructura. En este momento se está construyendo el gasoducto Néstor Kirchner, que llevará las moléculas de Vaca Muerta al centro del país. Eso no solo permitirá expandir las moléculas al mercado doméstico a partir de julio, sino que en el futuro podemos exportar gas a Bolivia y a Brasil”, proyectó Bulgheroni.

PAE tiene interés, en particular, en utilizar el gasoducto Cruz del Sur, que comunica la Argentina con Uruguay, y del cual es propietaria con un 30% de las acciones, junto con Shell (40%), Wintershall (10%) y Ancap (20%).

“Tenemos energía asequible para millones de personas y entendemos que la transición al objetivo de cero emisiones igual necesitará de gas y petróleo por muchos años. En el medio, hay situaciones que cambian nuestros planes, como el Covid-19 o la agresión de Rusia a Ucrania. Todo eso nos fuerza a cambiar las perspectivas, pero nos garantiza que la seguridad energética es una demanda no negociable para varias regiones”, concluyó Bulgheroni.

El panel terminó a las 8.30. Apenas unos veinte minutos después, el CEO de Petrobras, Jean Paul Prates, habló en la sala principal de la conferencia CERAWeek, frente a más de 800 personas, sobre el potencial de Brasil y el de su reserva estrella, el Pre-Salt.

 

 

Fuente: https://www.lanacion.com.ar/economia/una-pregunta-incomoda-opaco-la-presentacion-argentina-en-la-principal-reunion-mundial-de-energia-nid08032023/

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Astacio: «este año pasamos a la fase de la contratación competitiva»

República Dominicana ha venido adoptando políticas públicas que permiten acelerar la adaptación y mitigación de efectos del cambio climático. En el sector energético resolvió apostar por las energías renovables y al gas natural como combustible de transición para desplazar fuentes fósiles altamente contaminantes.

Durante el Simposio de Eficiencia Energética 2023, organizado por organismos públicos de la cartera energética de República Dominicana, Andrés Astacio, superintendente de electricidad en República Dominicana, se refirió a los objetivos que desde la actual administración tienen y los avances que han logrado.

“La política energética debe buscar tres cosas: primero la garantía de suministro, segundo la previsibilidad de costos y tercero -y lo más importante- la sostenibilidad”, subrayó durante su intervención.

Señalando que las energías renovables serían una respuesta efectiva para lograr aquellos objetivos, sostuvo que en el ámbito de la oferta, las energías renovables ya han adquirido altos grados de competitividad.

“En República Dominicana esta administración desde el año 2020 al 2022 ha logrado de manera transparente contratar cerca de 900 MW de generación solar, eólica y de otros tipos de fuentes renovables a precios esencialmente competitivos. Estamos hablando de un rango entre USD 80 MWh y USD 100 MWh lo que es literalmente más bajo que el promedio de largo plazo de los costos de generación de prácticamente todas las fuentes térmicas salvando, carbón y gas natural”, argumentó.

Y adelantó: “Hago un spoiler. El gobierno dominicano en su política primero estableció un modelo transparente de contratación a través de unos precios de referencia preparados a través de un estudio por la Comisión Nacional de Energía pero hoy, ya este año, pasamos a una siguiente fase. Este año pasamos a la fase de la contratación competitiva”.

Los horizontes de negocios se amplían al considerar las necesidades energéticas crecientes en República Dominicana. De acuerdo con porcentajes compartidos por Andrés Astacio, República Dominicana está demandando 18% más de la energía que se satisfacía antes de la pandemia.

De mantenerse esta tendencia, las energías renovables podrían ganar terreno para cubrir nuevas demandas. Siguiendo las estimaciones de Astacio, las renovables podrían crecer de un 10% de la cobertura de la demanda actual a un 20% tan sólo en dos años.

Ahora bien, en este camino hacia la independencia energética además de producir con recursos propios como sol y viento, el almacenamiento es otro componente esencial para países insulares como República Dominicana.

“Estas son las cosas que van condicionando nuestra agenda regulatoria”, aseguró el superintendente.

La Comisión Nacional de Energía (CNE) dio el primer paso avanzando con los requerimientos de almacenamiento para los parques renovables de gran escala.

Desde la Superintendencia de Electricidad (SIE) continuarán con almacenamiento stand-alone que puedan hacer una transferencia efectiva en momentos de mayor demanda, suplir servicios auxiliares que cubran necesidades crecientes de calidad de servicio y que a la vez sirvan para estabilizar la nueva curva de carga y la nueva curva de suministro que surge con la integración de fuentes renovables.

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La Argentina que viene: líderes del sector y economistas analizarán en Buenos Aires los desafíos y oportunidades de la industria energética

Con el propósito de ofrecer miradas y diagnósticos disímiles, pero potencialmente complementarios, sobre cómo consolidar una agenda energética que expanda y apuntale el desarrollo de los recursos naturales de la Argentina, EconoJournal, La Mañana de Neuquén y Más Energía celebrarán en conjunto Vaca Muerta Insights, un evento exclusivo del que participarán referentes económicos de las principales fuerzas políticas y especialistas en energía.

El encuentro, que tendrá cupos limitados que estarán a la venta en la plataforma de Eventbrite, se llevará a cabo el miércoles 29 de marzo por la mañana en el Salón ‘Tribuna oficial’ del Hipódromo de Palermo en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires (CABA).

La apertura del evento correrá por cuenta del gobernador de Neuquén, Omar Gutiérrez. En tanto que los speakers que disertarán en el panel inicial, que será moderado por el periodista Jairo Straccia, serán Hernán Lacunza, ex ministro de Economía; Emanuel Álvarez Agis, director de la consultora PxQ; y Marina Dal Poggetto, directora ejecutiva de EcoGo Consultores.

En segundo turno, Roberto Brandt, un profesional con una amplia trayectoria en el sector energético local e internacional, moderará un panel del que participarán Nicolás Arceo, director de la consultora Economía y Energía, y Nicolás Gadano, economista de la Fundación Pensar y ex gerente general del Banco Central de la República Argentina (BCRA).

El cierre de la jornada estará a cargo de Jorge Sapag, ex gobernador de Neuquén entre 2007 y 2015, período en que se concretó el primer gran impulso Vaca Muerta, sin el cual hubiese resultado imposible encarar el deriskeo y puesta en valor del play no convencional.

Elecciones y energía

Desde su primera edición, realizada el año pasado en Neuquén, Vaca Muerta Insights se propuso entender los pormenores políticos y económicos de una coyuntura local sumamente desafiante, en la que las decisiones de inversión suelen adquirir un grado extra de complejidad. El espacio busca, en esa clave, responder a la necesidad de aprovechar todo aquello que ofrece la industria energética argentina, con Vaca Muerta a la cabeza, en pos de generar los recursos requeridos para estabilizar una macroeconomía atravesada por la volatilidad.

En un año que estará marcado a fuego por las elecciones presidenciales de octubre y por el devenir de dificultades económicas persistentes como la inflación y las limitaciones en la balanza de pagos, resultará clave predecir los cambios que puedan darse en materia energética durante los próximos meses. Con ese objetivo como premisa fundamental, Vaca Muerta Insights permitirá acceder de primera mano a la opinión y las proyecciones para el corto, el mediano y el largo plazo de economistas, políticos y especialistas de primer nivel.

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, Redaccion EconoJournal

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Corredor tras su salida de SER Colombia analiza la realidad del sector renovable y revela sus próximos pasos

Semana de expectativas en Colombia. La UPME anunció la asignación de 7.493 MW de solicitudes de conexión de proyectos renovables –VER ARTÍCULO-.

“Buena parte de la asignación se da para proyectos de fuentes renovables no convencionales y esto es muy importante. Da una idea del posicionamiento del país en el desarrollo de este tipo de tecnología”, observa Germán Corredor, ex director ejecutivo de SER Colombia, en diálogo con Energía Estratégica.

Y valora: “Lo que implica esta asignación es que las empresas asignatarias para tener puntos de conexión deberán ahora buscar las garantías para garantizar que el proyecto se vaya a ejecutar. Eso implica fijar una fecha de entrada en operación y una mayor certeza de cuáles de estos proyectos e van a ejecutar realmente”.

Analizando números Corredor observa que se viene un futuro promisorio: “Se adjudicaron 7.500 MW que es una cifra bien importante y que si se suman a los 9.000 que ya tienen capacidad asignada, tenemos alrededor de 16.500 MW asignados, lo cual es una cifra bien importantes para el país, que genera expectativas en términos de empleo, de desarrollo de proyectos, de los estudios ambientales, procesos de construcción: muy importante para el país”.

Cerrado este proceso, ahora los desarrolladores e inversionistas de las renovables se preguntan si la nueva fecha de presentación de proyectos solicitudes seguirá siendo este 31 de marzo, pues no se pueden hacer nuevos estudios de conexión sin tener esa información.

“Esperamos que se amplíen las fechas de presentación de conexión, que se conozcan dónde están ubicados efectivamente los proyectos ya asignados, a qué subestaciones: información más detallada para que los estudios de conexión se puedan realizar con información precisa”, analiza Corredor.

Y justifica: “Es fundamental que se prorrogue porque, de aquí al 31 de marzo, quedan 21 días, y un estudio de conexión no se hace en ese tiempo y para hacer el estudio de conexión es clave tener la información de cuánto se adjudicó en este proceso y dónde”.

Cabe aclarar que, en una entrevista reciente que le realizó este medio a Adrián Correa-Florez. Director General de la UPME, el funcionario anticipó que esta prórroga será inminente -VER ARTÍCULO-.

Asignaciones

Consultado sobre la mecánica de asignación de proyectos, Corredor observa: “yo creo que todavía estamos en la curva de aprendizaje, y que eso todavía tiene que mejorarse más. La UPME va a tener que afinar sus procedimientos, cumplir con las fechas realmente, porque mientras seguíamos siempre atrasados, quiere decir que no está funcionando como se quiso hacer”.

“La CREG tendrá que ajustar fechas y definir más plazos para que funcione correctamente, porque si no esto es un problema para todo el mundo, incluyendo a la UPME que no tiene los tiempos para hacer los estudios, o no tienen los tiempos para resolver las solicitudes, etc. Entonces yo creo que estamos todavía en esa curva de aprendizaje”, agrega.

Y propone: “El ideal de esto es que haya los tiempos suficientes, que las empresas tengan la información, que efectivamente el proceso fluya”

Registro de proyectos

De acuerdo a información de XM, la cual fue elaborada a través de avisos que dieron las propias empresas, se estima que 151 proyectos por 5 GW de renovables que se pondrían en marcha este año –VER ARTÍCULO-.

Al respecto, Corredor opina: “de la lista de proyectos que han publicado, hay unas iniciativas como Alfa y Beta, y los de Celsia, que son proyectos grandes eólicos, y que yo no sé si alcancen a estar este año listos porque todavía están en proceso”.

“Por caso, Alfa y Beta todavía tienen que revisar la licencia ambiental de la conexión y yo creo que les va este año en ese proceso. Entonces decir que van a entrar en operación este 2023, lo dudo. Creo que muchos de los grandes van a pasar por retos similares. Ahora, posiblemente si los proyectos más pequeños puedan hacerlo este año”, observa el ex director ejecutivo de SER Colombia.

La gran promesa

Por otra parte, Colombia es uno de los mercados más prometedores de Latinoamérica en lo respectivo a renovables. Pero, si bien se han adjudicado varios GW de proyectos en distintas subastas y se han asignado decenas de ellos en subestaciones eléctricas, lo cierto es que la potencia instalada eólica y solar fotovoltaica apenas llega a los 1.000 MW.

“Yo creo que le pusimos mucho optimismo al principio con tantos anuncios. Las subastas que se hicieron, donde se adjudicaron casi todos estos proyectos, dieron un plazo muy corto para empezar a cumplir los contratos. Hubo mucho optimismo. Y evidentemente la realidad muestra que el proceso de obtención de licencias ambientales, las consultas previas, todo este tema es más largo de lo que creímos”, observa Corredor.

Y remata: “en la práctica se está viendo que esos plazos fueron cortos y que esas lecciones hay que aprenderlas”.

La salida de SER Colombia

¿Qué le depara el futuro a Germán Corredor luego de la reciente salida de SER Colombia? “Desde que yo entré a la entidad, mi perspectiva era durar unos tres años, creo que era suficiente para hacer una gestión. Sin embargo, duré cuatro y medio: más de lo pensado”, enfatiza el ahora consultor.

Cuenta que entre octubre y noviembre pasado informó a la Junta Directiva su salida. “Soy una persona que creo que estas entidades requieren cambios. Uno cumple un ciclo, y tienen que haber renovaciones en las entidades, como SER Colombia. Desde el punto de vista mío, también. Soy pensionado, una persona austera en mi forma de vida, entonces puedo vivir más tranquilo. Voy a seguir en el sector, porque esa es la pasión de uno”, revela.

Indica que ya se está desempeñando dentro de la consultora de su hermano, Pablo Hernan Corredor, Gerente de PHC. Participará “desde la perspectiva de mirar nuevos negocios, nuevas oportunidades, y ayudarle en esa dirección”, comenta el ex SER Colombia y anticipa: “si hay algún proyecto que ellos hagan de consultoría que a mí me interese, pues seguramente también los ayudaré”.

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Cox de GPM: “El almacenamiento es prioritario para el sistema eléctrico de Chile”

Cada vez existen más proyectos de pequeña y mediana escala incorporan sistemas de almacenamiento de energía en baterías en Chile, a tal punto que algunos ya solicitaron aprobación del estudio de impacto ambiental en el Servicio de Evaluación Ambiental para entrar en operación en el corto plazo. 

Bajo ese contexto, el director ejecutivo de la Asociación Gremial de Pequeños y Medianos Generadores (GPM), Matias Cox, brindó una entrevista a Energía Estratégica sobre la importancia que tendrá esta tecnología en la integración con las centrales de menor potencia y el Sistema Eléctrico Nacional. 

“El storage es prioritario para el SEN de Chile, pues permite la posibilidad de almacenar la energía que se produce en el día, que hoy no es posible transportar, e inyectarla en los horarios nocturnos, cuando los costos de energía aumentan, permitiendo la disminución del uso de combustibles fósiles. Por tanto, incentiva el desarrollo de las energías renovables en el futuro y el objetivo de descarbonizar la matriz energética del país”, sostuvo.

“Asimismo, posee impactos positivos como descentralizar los proyectos de almacenamiento en el territorio, aportando en acercar las fuentes de generación de energía a la demanda y, por otro lado, dar señales, para incentivar la puesta en marcha de proyectos de mayor envergadura”, agregó. 

El Ministerio de Energía de Chile puso a consulta un nuevo reglamento de potencia

Por ello mismo planteó que es “deseable” que sigan existiendo este tipo de emprendimientos, a la par que se brinda certeza regulatoria mediante el desarrollo del reglamento y las normas técnicas tras la reciente aprobación de la Ley de Almacenamiento y Electromovilidad y las planificaciones del sistema de transmisión en el país. 

Hecho que para diversos actores de la cadena productiva representa una barrera a superar, ya que sin ello resulta difícil saber las reglas claras del mercado y, por ende, conseguir financiamiento para proyectos de tal índole y realizar las inversiones correspondientes, que podrían ayudar a disminuir los costos hacia los próximos años 

“El desarrollo del almacenamiento es una de las llaves para la transición energética del país, por lo que su aumento irá en beneficio del desarrollo del sistema eléctrico nacional. Por ello, a medida que se vayan desarrollando estos proyectos, se darán señales de precio que permitirán el aumento del desarrollo de esta tecnología, lo que impactará en dar mayor seguridad y suficiencia al sistema”, afirmó Matias Cox. 

Cabe recordar que el Ministerio de Energía de Chile trabaja en las modificaciones reglamentarias necesarias para implementar dicha tecnología en el sector energético. Innovaciones que abarcan una participación amplia en distintos rubros, como por ejemplo cambios al reglamento de coordinación de la operación (DC 125), al de potencia, para la cual ya se mostró la propuesta, y probablemente también haya cambios en el de Pequeños Medios de Generación Distribuidas y net-billing.

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Solis espera duplicar ventas de inversores solares en Colombia

La multinacional Ginlong Solis proyecta duplicar sus ventas de inversores solares en Colombia, país que está a la vanguardia en energía solar y con mayor adopción de sistemas fotovoltaicos de Sudamérica.

Solis realizó una gira de entrenamientos técnicos con la empresa Solaire Energía Renovable en Colombia, donde se visitó las ciudades de Barranquilla, Medellín, Cali, Bucaramanga y Bogotá, durante el mes de febrero.

El entrenamiento se concentró en la nueva gama de Inversores Solis S6 – Residencial, C&I e Híbridos.

Asistieron a la gira más de 250 personas en las cinco ciudades, con el objetivo de reforzar presencia en Colombia de la mano del distribuidor Solaire Energía Renovable, uno de los más grandes distribuidores en Colombia y Centro América.

Con estas acciones se busca en 2023 duplicar las ventas en este país a donde se introducen inversores de sexta generación tanto para grandes proyectos, como también el primer inversor hibrido que ofrece hasta 100% de autonomía al sector residencial.

Este último equipo contiene almacenamiento de energía que puede obtener hasta 100% de autosuficiencia al contar con varias potencias desde los 3.8kW hasta los 11.4kW. Dicho equipo puede ir acoplado a baterías de litio de hasta 15kW, capacidad suficiente para satisfacer las cargas normales a nivel residencial por toda una noche, como son: luces, TV, refrigerador y aire acondicionado.

El nuevo inversor Solis Híbrido S6-EH1P(3.8-11.4)K-H-US ha sido certificado según los estándares internacionales cumpliendo todas las regulaciones exigidas por el mercado colombiano.

Este inversor es la opción para soluciones de almacenamiento así que el equipo puede operar con o sin la red de interconexión.

Esta innovación permite:

Mayores ingresos con el modo de consumo de electricidad en tiempo real de acuerdo con el precio de mercado.
Alta independencia que permite al inversor operar fuera de la red eléctrica.
Mayor eficiencia gracias a sus componentes de marcas líderes internacionales.
Seguridad e independencia energética para el usuario.

Cabe señalar que Colombia es de los países con mayor avance en adopción de energía solar de América Latina al agilizar y simplificar los trámites y procedimientos para los proyectos de energía renovable, con lo que impulsa al país a ampliar la ventaja competitiva a nivel ambiental y de eficiencia en precios de energía.

Tan sólo en 2022, el Ministerio de Minas y Energía de Colombia avanzó en la ejecución de 32 proyectos más para la instalación de paneles solares en 19 mil hogares colombianos, en los departamentos de Bolívar, Caquetá, Casanare y Chocó.

De acuerdo con el Índice de Transición Energética elaborado cabo cada año por el Foro Económico Mundial, Colombia se ubicó en el puesto número 34 subiendo nueve lugares entre 2019 y 2020 de entre 115 países. Uruguay ubicado en el puesto 11 de la clasificación, es el primero de Latinoamérica y Colombia le sigue los pasos de cerca, superando a países como Chile y Costa Rica.

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LONGi presenta la nueva serie de módulos fotovoltaicos Hi-MO 6 al mercado mexicano

LONGi llevó a cabo la presentación de su línea «Explorer», un modelo clásico, pero con novedades extraordinarias. Los asistentes tuvieron la oportunidad de ver y tocar el primer producto de la serie, que prometen revolucionar la industria de generación distribuida y contribuir con el desarrollo energético.

LONGi, en su compromiso con los mercados locales en los que opera, reconoce al estado de Jalisco , en México, como unas de las regiones con mayor potencial de crecimiento en términos de transición energética y desarrollo de la generación distribuida, por lo que fue elegido sede del evento. Además, el evento contó con la participación de la Asociación Mexicana de la Industria Fotovoltaica (AMIF).

Durante la presentación, Ivan Reyes , Head of Mexico , Colombia & Caribbean en LONGi Solar, dijo que «este es un evento para nuestros clientes y partners, con quienes hemos construido una relación de confianza a largo plazo en el país, y que han visto en LONGi un aliado tecnológico que como ADN mantiene la innovación y la calidad como principios fundamentales de su filosofía».

Y agregó: «la nueva serie de módulos Hi-MO 6 es prueba de ello, pues no solo fue creado para satisfacer las necesidades de diversos clientes, sino que fue pensado para ir más allá en términos de eficiencia, seguridad y estética también, y establecer un nuevo estándar en la oferta de productos fotovoltaicos residenciales y comerciales».

Sobre LONGi

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

Con la misión de «Aprovechar lo mejor de la energía solar para construir un mundo sostenible», LONGi se ha dedicado a la innovación tecnológica y ha establecido cinco líneas de negocio, que abarcan las obleas, las celdas y módulos de monosilicio, las soluciones de generación distribuida para uso comercial e industrial, las soluciones de energía verde y los equipos de hidrógeno. La empresa ha perfeccionado sus capacidades para proporcionar energía renovable y, más recientemente, también ha adoptado productos y soluciones de hidrógeno verde para alcanzar un crecimiento global sin emisiones de carbono. www.longi.com/mx

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360ENERGY colocó bono verde por 80 millones de dólares para financiar un parque solar en La Rioja

360Energy completó exitosamente el lanzamiento de su segunda ON Verde en el mercado local. La empresa se proponía conseguir USD 60 millones y recibió ofertas por más de USD 93 millones.

La emisora logró completar su objetivo colocando USD 80 millones en los dos tramos previstos: USD 20 millones bullet a 24 meses a una tasa anual del 0% en el tramo corto, y USD 60 millones a una tasa del 5% anual en el tramo largo a 108 meses. Los prorrateos resultaron aproximadamente en el 84% y 95% respectivamente.

“Nos enorgullece poder contar con financiamiento local que permita consolidar nuestro plan de crecimiento, afianzándonos como un actor relevante en la transición energética en nuestro país. Estamos convencidos que la energía solar liderará este cambio y nos enfocamos fuertemente en ello”, afirmó Federico Sbarbi Osuna, CEO de la compañía.

Las obligaciones negociables emitidas se encuentran alineadas a los cuatro componentes principales de los principios de bonos verdes del ICMA – Asociación Internacional de Mercado de Capitales-, por ello Fix, afiliada de Fitch Ratings, calificó a  las ON de 360Energy como BONO VERDE BV1 (la mayor calificación en Argentina) y riesgo A.

Al respecto, Cecilia Dragonetti, CFO de la compañía sostuvo: “Estamos comprometidos con la transición energética del país y esta nueva emisión exitosa de bonos verdes nos alienta a continuar las inversiones en energías renovables, uno de los sectores de mayor potencial y crecimiento en Argentina y el mundo”.

La operación se realizó con ITAU Banco Itaú Argentina S.A. como organizador, y un consorcio de colocadores compuesto por: Itaú Valores S.A., Balanz Capital Valores S.A.U., Banco De Servicios Y Transacciones S.A., Invertir En Bolsa S.A., PP Inversiones S.A., Bacs Banco de Crédito y Securitización S.A. y Banco Hipotecario S.A.

Los fondos obtenidos serán destinados a financiar la construcción del Parque Solar Fotovoltaico La Rioja II de 94 MWp localizado en Nonogasta, provincia de La Rioja, y cuya energía será destinada al MATER. La construcción del nuevo parque solar está prevista para iniciar en 2023 a través del equipo técnico, logístico y humano de 360Energy, de una remarcable experiencia con más de 300MW construidos en Argentina en parque solares propios y para terceros.

Actualmente 360energy posee en operación cinco parques solares en las provincias de San Juan, La Rioja y Catamarca por una potencia superior a 100MWp. Además, la compañía continúa a la cabeza de la innovación en el sector solar fotovoltaico, habiendo instalado las primeras baterías de almacenamiento a gran escala en uno de sus parques de la provincia de San Juan, de manera de contar con el primer proyecto fotovoltaico híbrido conectado al sistema interconectado nacional.

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Cox Energy américa gana 45 MW de energía renovable en subasta de energía en Colombia

Cox Energy América informa que fue asignado en tres proyectos por 45 MW para la generación y consumo de energía eléctrica solar, tras una reciente subasta realizada por el Gobierno de Colombia a través de la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME).

El proceso de subasta se llevó a cabo en un entorno altamente competitivo, registrándose un total de 843 solicitudes de conexión por una capacidad acumulada de 56,7 GW, de los cuales solo se asignaron 147 proyectos de energía solar con una capacidad total de 5,8 GW.

Como parte de la estrategia del Gobierno de Colombia para asegurar una transición energética justa, el proceso de asignación se basó en la confiabilidad, flexibilidad, reducción de emisiones, restricciones y precios de mercado, así como el impacto en pérdidas y el estado de licenciamiento ambiental de cada proyecto presentado. , que Cox Energy America cumplió en su totalidad.

Los tres proyectos asignados tendrán una inversión de 45 millones de dólares, los cuales serán ejecutados con recursos propios, así como con el apoyo de instituciones financieras y multilaterales. El plan de desarrollo contempla iniciar la fase de construcción durante el primer trimestre de 2024.

José Antonio Hurtado de Mendoza, director general de Cox Energy América, comentó : “Colombia se ha convertido en el último año en un país clave para la estrategia de expansión y crecimiento de la Compañía, buscando incrementar nuestra presencia y operaciones con proyectos de alta viabilidad y rentabilidad. proceso fue realizado con total transparencia y confiabilidad, permitiéndonos presentar nuestras capacidades gerenciales y operativas únicas, que buscan siempre obtener los mejores resultados”.

Agregó : “Con este importante hito logrado en el mercado colombiano, reafirmo nuestro compromiso de seguir analizando y gestionando diferentes oportunidades de negocio para la generación y comercialización de energías renovables en el país, y así seguir avanzando en el cambio de la matriz energética en la región».

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La CFE busca romper el techo de cristal: revisará su estructura para que más mujeres ocupen puestos de mando

En el marco de la conmemoración del Día Internacional de las Mujeres, la Comisión Federal de Electricidad (CFE) llevó a cabo el evento “8-Materializando la igualdad de género. Inspirar niñas, incidir en jóvenes e impulsar trabajadoras”, donde el director general de la CFE, Manuel Bartlett Díaz, instruyó que, para materializar los esfuerzos en materia de igualdad de género, todos los directores corporativos, así como los directores de las empresas productivas subsidiarias y de empresas filiales deben revisar las estructuras de sus áreas para realizar un análisis que permita abrir espacios para que más mujeres ocupen puestos de mando.

“La CFE es la empresa más importante y grande del país, la que impulsa el desarrollo. No hay nada sin la electricidad y buscamos que sea un ejemplo no sólo numérico, sino de calidad, para demostrar que tiene en su estructura mujeres capacitadas y profesionales, y hacer de esta empresa un referente a nivel nacional”, refrendó Bartlett Díaz.

Diana Marenco Sandoval, subgerenta de Información de la Coordinación de Comunicación Corporativa, presentó un video en el que, siguiendo el título que enmarca este evento se muestra como la CFE tiene la capacidad para inspirar a niñas y a incidir en, jóvenes para ser ingenieras y ver a esta empresa como una opción para su desarrollo profesional.

Nimbe Durán Téllez, titular de la Unidad de Género e Inclusión (UGI), precisó que hace un año, en esta misma fecha, se informó que el porcentaje de mujeres en puestos de mando había aumentado del 6% al 13%. Al día de hoy, estamos en un 15%, con lo cual, explicó, se muestra que seguimos avanzando, pero no a la velocidad requerida.

Asimismo, señaló la responsabilidad que tiene la CFE con las nuevas generaciones, jóvenes que buscan sumarse a las filas de la industria eléctrica nacional. “Las mujeres en México se están formando en áreas de ingeniería, ciencia y tecnología; por ello, la CFE siembra una semilla de esperanza en las jóvenes, quienes ven en la electricidad el elemento que las mueve y las motiva, que las hace elegir una carrera que las inspira a hacer de este mundo uno mejor. La CFE tiene el compromiso para que las niñas y jóvenes, que por mucho tiempo se había pensado que no podían acceder a carreras consideradas “para hombres”, puedan acercarse y ver a esta empresa como una opción para su práctica profesional”, resaltó.

También, destacó que el 8 de marzo implica compromiso y recapitulación para saber lo que nos falta por hacer y lo que debemos hacer mejor, “es acelerar el paso porque los derechos de las mujeres no merecen esperar. Yo quiero que este día también signifique un agradecimiento por estos 1495 días de trabajo en favor de la igualdad”.

CFE Generación VI es prueba de ello. Brenda Rosas Medellín, enlace para la Igualdad de Género de esta empresa subsidiaria, detalló el reciente convenio de colaboración con la Universidad Veracruzana, que a la fecha les ha permitido incorporar a servicio social a las estudiantes en esa área y abrir el Curso de Formación de Superintendencias de Turno para su posterior ingreso.

“El objetivo es inspirar a las niñas y abrir las puertas de la CFE a las jóvenes universitarias como opción profesional, como estrategia para reducir la brecha de género que existe en las funciones técnicas y operativas de la industria eléctrica”, refirió Rosas Medellín.

Emilia Calleja Alor, supervisora regional de CFE Generación I, abrió camino. Estudió y se graduó como Ingeniera en Electrónica. En 2019 se convirtió en la primera superintendenta general en la CFE, a cargo de la Central Termoeléctrica Salamanca, donde también fungió como gerenta de proyecto de construcción de un ciclo combinado.

“La Central representó un reto técnico, operativo y de mantenimiento, y en su momento, se logró con éxito recuperar cerca de 30 MW por cada unidad generadora, lo que garantizó su operación continúa, confiable y segura de energía eléctrica a la población”, recordó Calleja Alor.

Carmen Serdán Banda, directora general de la Empresa Filial CFE Capital, destacó la importancia y compromiso que implica llegar a ocupar un cargo de alta dirección con conciencia de género. En la CFE son fundamentales las políticas de igualdad, reconoció Serdán Banda, y pidió no dejar de fortalecer a la UGI, punta de lanza para reducir las brechas de desigualdad. En CFE Capital 66% de los puestos directivos son ocupados por mujeres.

María Fernanda Victoria Martínez, enlace para la Igualdad de Género de la Dirección Corporativa de Negocios Comerciales, informó que, con apoyo de la UGI, se incorporará perspectiva de género a las brigadas escolares que se realizan en el Programa de Ahorro de Energía del Sector Eléctrico, mismas que tienen como objetivo fomentar la cultura del ahorro y el uso eficiente de la energía y que pueden también ser una herramienta para llevar a que las estudiantes puedan conocer, por ejemplo, las historias de mujeres que trabajan en la industria eléctrica.

Carolina Tavera García, enlace la para la Igualdad de Género de la Auditoría Interna, señaló que, a partir de la creación de la UGI, se ha montado el andamiaje para una efectiva igualdad de oportunidades de las mujeres en la CFE; con metas de diversidad de género; así como medidas contra el hostigamiento y el acoso sexual. En su intervención reflexionó, con las mujeres presentes, sobre la importancia de tejer redes de apoyo, de sororidad.

“En la Unidad de Género e Inclusión se construye el primer programa de mentorías para trabajadoras de la CFE, donde participaré. Las que ya tenemos un camino andado tenemos el deber moral de ser mentoras, de eliminar inseguridades y miedos, de enseñar a ver el mundo de forma valiente, venciendo prejuicios, asumiendo riesgos y responsabilidades, convenciéndolas que el liderazgo y éxito se construye en conjunto”, puntualizó Tavera García.

Rubén Cuevas Plancarte, director Corporativo de Administración, resaltó que en la CFE el 8M implica compromisos y resultados, como propiciar ambientes de trabajo seguros, inclusivos y justos; igualdad de oportunidades (contratación y capacitación); así como continuar con la prevención y eliminar la violencia de género, además de visibilizar las aportaciones de las mujeres trabajadoras de la CFE. Destacó la suma de esfuerzos que se ha logrado para implementar las acciones de igualdad de género en la empresa.

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Bidones con material reciclado: ACA y Puma Energy unidas por la sustentabilidad

En Expoagro 2023, la Asociación de Cooperativas Argentinas (ACA), primera empresa nacional que recicla plástico para producir bidones tricapa, firmó un convenio de colaboración con Puma Energy y Plásticos Romano para desarrollar y fabricar envases de polietileno de alta densidad (PEAD) para los bidones de lubricantes de Puma a partir del material recuperado en la planta de la empresa cooperativa en Cañada de Gómez. Dichos envases se producen con tecnología tricapa: dos de material virgen y una capa intermedia, a partir de material reciclado.

En un evento con las cooperativas del ecosistema ACA, realizado en el marco de Expoagro en el Stand de PUMA, estas empresas reforzaron la alianza estratégica que tienen desde hace 4 años para abastecer al agro de combustibles, gasoil y lubricantes. A partir de esa articulación, abastecen a más de 69 puntos cooperativos distribuidos en 9 provincias y en más de 210 localidades argentinas.

Con este vínculo, ACA y Puma Energy ofrecen una amplia oferta de insumos y servicios a los productores agropecuarios del sistema cooperativo con el foco puesto en la evolución del negocio.

Alberto Salerno, gerente comercial de Agro de Puma Energy, aseguró: “Con esta iniciativa vamos a lograr un nuevo formato de envases sustentables y estamos muy orgullosos de avanzar en su implementación”. Asimismo, agregó: “Seguimos innovando para dar lo mejor en nuestros productos; ese es nuestro compromiso”.

Diego Soldati, Subdirector de Insumos Agropecuarios de ACA comentó: «La alianza que tenemos con Puma Energy sigue abasteciendo de combustibles y lubricantes al campo argentino». «En estos años de trabajo finalizamos 17 obras, entre las que se encuentra la estación de servicios dentro de nuestro puerto cooperativo en Timbúes, Santa Fe. La característica de este punto es que se trata de estación totalmente automatizada en donde la venta la realiza la Cooperativa despachante cargándole crédito al camionero.  Además, este año junto a PUMA Energy seguimos avanzando con tres obras en proceso de construcción, 11 a construir y 2 ampliaciones»

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, Agostina Visconi

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Royón: “Es el último año de compra grande de GNL”

La Secretaria de Energía de la Nación, Flavia Royón, reiteró que “este será el último año en el que Argentina haga una compra grande de GNL”, que ya contrató a un precio estimado de 1.800 millones de dólares para completar la disponibilidad de gas en los meses del otoño e invierno (demanda pico).

Será entonces un gasto por importaciones que estará muy por debajo de los más de 4.000 millones del año 2022, y ello se deberá a mejores precios de compra y a un incremento de la oferta local de gas natural producido en Vaca Muerta como consecuencia de la entrada en operaciones del Gasoducto Presidente Néstor Kirchner, en su Etapa I, a mitad de año.

El ministerio de Economía encaró la tarea de procurar el financiamiento necesario para la construcción del Tramo 2 del GPNK, y proyecta licitar las obras en la segunda mitad de este año.

Royón formuló estas declaraciones durante su participación de un panel ministerial en el marco del CERAWeek, un encuentro anual realizado en Houston, con referentes del sector de Brasil, Egipto y Noruega.

Acerca de la transición hacia fuentes de energía renovables, la funcionaria destacó ante el auditorio que “no sólo tenemos gas, sino que Argentina cuenta con un importante desarrollo de energía hidráulica y energía nuclear, como también en energía renovables eólica y solar”.

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Royon: “Vaca Muerta generará u$s 8000 millones excedentes”

El secretario de energía concedió una entrevista mientras asistía a una conferencia mundial sobre minería y energía en Toronto, Canadá. La secretaria de Energía de la Nación, Flavia Royon, pronosticó que debido a la mayor producción prevista en Vaca Muerta, el país verá excesos de dividendos en el rango de los 8000 millones de dólares en los próximos años. El empleado discutió las perspectivas energéticas argentinas mientras asistía a una importante conferencia minera en Toronto, Canadá. Sus declaraciones despertaron el interés de los medios de comunicación internacionales, incluido Bloomberg, un periodista neoyorkino. Después de una serie de emergencias fraudulentas durante […]

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Vaca Muerta: Ya hay cinco empresas interesadas en la licitación de Río Negro

El 15 de marzo abrirán los sobres con las ofertas presentadas para tres áreas con potencial en shale. “Tenemos una expectativa alta”, marcó la secretaria de hidrocarburos de Río Negro, Mariela Moya. Río Negro está a pocos días de definir qué empresas serán las que explorarán Vaca Muerta en la provincia. Según indicó la secretaria de Hidrocarburos, Mariela Moya, cinco firmas adquirieron los pliegos de licitación para explorar tres áreas con potencial de shale: Confluencia Norte, Confluencia Sur y Cinco Saltos Norte. La apertura de ofertas será el 15 de marzo. “Tenemos una expectativa alta”, marcó. Las empresas pueden presentar […]

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Fénix: comenzaron a contratar barcos para instalar la plataforma

El consorcio negocia la contratación de embarcaciones para levantar la plataforma del Proyecto Fénix, que se ubicará a 80 kilómetros de la costa de Tierra del Fuego. El proyecto Fénix avanza a paso firme. La plataforma aún está siendo construida por Rosetti Marino en su astillero de Milán, y un consorcio integrado por TotalEnergies, Wintershall Dea y Pan American Energy (PAE) negocia la contratación de barcazas para transportar la estructura, que se instalará a 80 kilómetros de la costa de Tierra del Fuego y pesan en total más de 4.000 toneladas. Está previsto que los trabajos de instalación comiencen en […]

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Por primera vez se dio la “Mesa de Infraestructura Hidrocarburífera” impulsada por la Secretaría de Energía en el marco del Plan Gas

En el mediano plazo, el programa estatal está deprimiendo el panorama energético nacional. Con el fin de desarrollar la infraestructura de transporte de materias primas del país, Federico Bernal estableció este foro de diálogo entre los sectores público y privado. El primer congreso de la “Mesa de Infraestructura Hidrocarburífera” estuvo presidido por el Departamento de Energía de los Estados Unidos. Federico Bernal, el subsecretario de hidrocarburos, actuó como presidente del foro. Junto con representantes del sector privado, discutieron sobre ampliar la inclusión de “regional del gas y el petróleo argentinos” cerca del desarrollo de infraestructura. La primera reunión contó con […]

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Duro cruce de Sergio Massa con Europa por Vaca Muerta: cuál es el reclamo ambiental de Argentina

El ministro de Economía, Sergio Massa, tuvo un duro cruce con el director europeo de la CAF, pese a que aprobaron el crédito para Vaca Muerta. Por Vaca Muerta, crece la producción de petróleo: ¿puede compensar la sequía de dólares? Duro cruce de Sergio Massa con Europa por Vaca Muerta: cuál es el reclamo ambiental de Argentina Vaca Muerta es la gran esperanza de la economía argentina por su potencial de exportaciones millonarias de petróleo y gas. Y el ministro de Economía, Sergio Massa, que apuesta a la energía como uno de los sectores claves para el desarrollo, defendió a […]

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SCANIA PRESENTÓ EN EXPOAGRO UNA MOCHILA QUE DUPLICA LA AUTONOMÍA DE SU LÍNEA GREEN EFFICIENCY

La marca sueca exhibió en el evento del sector agroindustrial más importante del país, las nuevas mochilas para vehículos GNC, que ofrecen mayor capacidad y autonomía. Scania Argentina presentó, en la edición 2023 de Expoagro, la nueva mochila de almacenamiento de gas natural, para mayor autonomía en los camiones de la línea Green Efficiency. También continúa ofreciendo soluciones de financiación con Scania Credit y promociones especiales para el agro con Scania +10. Con las nuevas mochilas la marca duplicará la autonomía en los vehiculos propulsados a gas de la línea Green Efficiency. Este nuevo producto está compuesto por cuatro tubos […]

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Gran expectativa frente a la confirmada licitación del Canal Magdalena

El próximo 9 de marzo, durante un seminario que se llevará a cabo en Puerto la Plata, se conocerán importantes cuestiones sobre esta obra ya ratificada por el Presidente Alberto Fernandez. Tal cual lo adelantado por Transport & Cargo, se confirmó el llamado a licitación para las obras de apertura del Canal Magdalena. El anuncio lo hizo el propio Presidente Alberto Fernandez durante la apertura de las sesiones ordinarias del Congreso Nacional. Días después, fue el gobernador bonaerense Axel Kicillof, también en la apertura de sesiones de la legislatura, quien se refirió a esta obra clave para la logística argentina. […]

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La historia detrás del “Google del petróleo” y qué puede aprender la Argentina de ella

La petrolera entró en un proceso preventivo de acreedores hace tres años y ahora comenzará a exportarle gas licuado (GNL) a Japón. Nick Dell’Osso está exultante mientras sube al escenario de la conferencia de energía más importante del mundo, la CERAWeek by S&P Global, para hablar sobre el nuevo mercado del gas que se configura tras la invasión de Rusia a Ucrania. Dell’Osso es el presidente y CEO de Chesapeake, la empresa considerada la “Google del petróleo y el gas”, que tres años atrás pidió entrar en concurso de acreedores (chapter 11) para reestructurar su deuda, afectada por la caída […]

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Chile: ¿Cómo se fabrica el combustible E-Fuel sintético de Porsche?

“¿Vos tenés en tu equipo una persona que escribe sobre energías alternativas, no?” dijo Gustavo Gioia, gerente general de Porsche Argentina, en su conversación inicial con C.C., director de InsideEVs Argentina. La consulta fue para ofrecerle una idea realmente inusual: “¿Conoces a alguien que realmente tenga una reacción a la quema de combustibles fósiles? ¡Tengo un hidrocarburo novedoso para que lo pruebes!” Pero obviamente, si se trata de Porsche, la sugerencia no sería recibir un bidón lleno del extravagante E-Fuel (ver la primera nota), sino visitar las instalaciones de fabricación y ver qué tan bien se desempeña en uno de […]

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Vialidad hará una ruta desde Chichinales hasta Cinco Saltos por la barda norte

La Ruta Nacional 22 tendrá una nueva ruta que viajará hacia el norte con el fin de descongestionar la ruta actual. Serán 106 kilómetros de pavimento. Tras una serie de acuerdos entre los alcaldes de varias localidades del Alto Valle y el Valle Medio del Río Negro, Vialidad anunció que seguirá adelante con su plan de construir una nueva ruta de Chichinales a Cinco Saltos para el transporte pesado, particularmente la que va a Vaca Muerta. Según el detalle, se trata de una nueva ruta de la Ruta 22 que estará transitando hacia el norte. En total serán 106 kilómetros […]

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La propuesta para modificar tarificación de la energía preocupa a Generadoras de Chile

La Asociación de Generadoras de Chile le envió una carta al ministro de Energía, Diego Pardow, en la que observó con “suma preocupación” la propuesta de modificación de la tarificación de la energía del sistema eléctrico del país. 

Propuesta que fue presentada el pasado 3 de febrero por un grupo de diez empresas del sector, que prevén que las unidades generadoras despachadas fuera de orden económico operando a mínimo técnico, participen directamente en la determinación del costo marginal instantáneo del Sistema Eléctrico Nacional (SEN). 

Ante ello, desde Generadoras de Chile manifestaron que el proyecto mencionado “adolece de graves deficiencias” al atacar ciertos fundamentos del mercado contenidos en la regulación vigente y que no representa una evolución del sistema marginalista, sino que se pretende crear una excepción o contravención a éste. 

“Además, contraviene las mejores prácticas internacionales dirigidas a dar señales adecuadas para el desarrollo de infraestructura tanto de generación renovable como de almacenamiento”, añade el documento del gremio. 

Por lo que de concretarse la modificación de la tarificación de la energía del sistema eléctrico, desde la entidad que engloba a las principales operadoras renovables del país plantearon que habría una serie de efectos adversos: 

“Esa propuesta que recomendamos no implementar cambia radicalmente las circunstancias económicas de largo plazo que generaron los contratos de suministro y sobre todo frenaría la inversión en el storage”, sostuvo Claudio Seebach, presidente ejecutivo de Generadoras de Chile, en conversación con Energía Estratégica

La obstaculización a al avance a los sistemas de almacenamiento se debería a la “reducción artificial de las oportunidades de arbitraje de energía entre los bloques horarios de día y noche”; mientras que a la vez, los cambios “gatillarían” una redistribución de ingresos entre participantes del mercado eléctrico. 

“También en un alza artificial de precios spot que daría incentivos a la sobre instalación de algunas tecnologías, en particular a la generación solar fotovoltáica, y distorsionaría las señales de precio que se desprenden del despacho económico, particularmente en horas en que el precio spot es cero y donde no es eficiente contar con un mayor nivel de despacho de otras unidades de generación”, complementa la carta enviada al Ministerio de Energía. 

Y en virtud de ello, el gremio solicitó una respuesta “urgente” para abordar la situación de corto plazo, y una agenda clara de mediano y largo plazo, como también que a futuro se aborden espacios de mejora, entre los que se destacan los siguientes: 

Mitigación de impactos financieros de las leyes de estabilización de tarifas 
Señales para el desarrollo del almacenamiento de energía
Gestión y planificación del sistema de transmisión existente y aquella requerida para la transición energética
Perfeccionamiento del diseño de mercado mayorista en base al sistema marginalista 
Mayor trazabilidad del criterio de operación del Coordinador 
Revisión del diseño de licitaciones de contratos de clientes regulados. 

“Un sistema eléctrico es un sistema económico coordinado por una institución donde se tienen que dar indicios claros y alineadas con las perspectivas para que sea eficiente. Entonces hay perfeccionamiento que hacer, nos enfrentamos a una serie de contingencias, así que trabajemos para ello”, concluyó Seebach. 

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360 Energy emite un bono verde por US$ 80 millones para construir un parque solar en La Rioja

La empresa de energías renovables 360 Energy completó con éxito el lanzamiento de su segundo bono verde en el mercado local donde obtuvo US$ 80 millones. Así, la compañía se financió para construir el Parque Solar Fotovoltaico La Rioja II de 94 MW que estará ubicado en en Nonogasta, provincia de La Rioja, y cuya energía será destinada al mercado a término (MATER).

360 Energy, empresa principalmente de capitales argentinos, tuvo ofertas de Obligaciones Negociables (ON) por US$ 93 millones, más de lo que se había propuesto. En junio del año pasado, la empresa había conseguido US$ 20 millones en su primer bono verde en el mercado local.

La emisora logró completar su objetivo que está dividido en dos tramos: US$ 20 millones bullet a 24 meses y a una tasa anual del 0% en el tramo corto y, además, US$ 60 millones a una tasa del 5% anual en el tramo largo a 108 meses. Los prorrateos resultaron aproximadamente en el 84% y 95% respectivamente, informó la compañía.

Las obligaciones negociables emitidas se encuentran alineadas a los cuatro componentes principales de bonos verdes del ICMA (Asociación Internacional de Mercado de Capitales), por este motivo, Fix (afiliada de Fitch ratings) calificó a las ON de 360 Energy como “Bono Verde BV1” (la mayor calificación en Argentina) y riesgo A.

El parque

La construcción del nuevo parque solar está prevista para que se inicie en 2023 “a través del equipo técnico, logístico y humano de 360 Energy y de una remarcable experiencia con más de 300 MW construidos en la Argentina en parque solares propios y para terceros”, destacó la empresa. Actualmente 360 Energy posee en operación ocho parques solares en las provincias de San Juan, La Rioja y Catamarca por una potencia superior a 100 MW.

Además, “la compañía continúa a la cabeza de la innovación en el sector solar fotovoltaico, habiendo instalado las primeras baterías de almacenamiento en uno de sus parques de la provincia de San Juan, de manera de contar con el primer proyecto solar fotovoltaico hibrido conectado al sistema interconectado nacional”.

Federico Sbarbi Osuna, CEO de la compañía, señaló que “nos enorgullece contar nuevamente con financiamiento local que permita consolidar nuestro plan de crecimiento afianzándonos como un actor relevante en la transición energética en nuestro país. Estamos convencidos que la energía solar liderará este cambio y nos enfocamos fuertemente en ello”.

Por su parte, Cecilia Dragonetti, CFO de la compañía, sostuvo: “estamos comprometidos con la transición energética del país y esta nueva emisión exitosa de bonos verdes nos alienta a continuar las inversiones en energías renovables, uno de los sectores de mayor potencial y crecimiento en Argentina y el mundo”

La operación se realizó con ITAU Banco Itaú Argentina como organizador y un consorcio de colocadores compuesto por Itaú Valores, Balanz Capital Valores, Banco De Servicios y Transacciones, Invertir en Bolsa, PP Inversiones, Bacs Banco de Crédito y Securitización y Banco Hipotecario.

La compañía construyó opera actualmente los parques solares Cañada Honda/Chimbera en San Juan; Nonogasta I en La Rioja; Fiambalá, Tinogasta I y II, y Saujil I en Catamarca. También, se suma la construcción de otros parques para terceros: Ullum I, II y III de (83 MW) y el parque solar Zonda I (100MW), ambos en San Juan.

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, Roberto Bellato

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S-5! gana mercado con su tecnología de fijación para energía solar en techos metálicos

S-5!, expertos en soportes y abrazaderas para fijación en techos metálicos, suman más de 6 GW instalados sobre cubiertas metálicas alrededor del mundo y este sería solo el comienzo.

Su presencia internacional está en pleno crecimiento. Además de contar con representación en mercados estratégicos, avanzan con nuevos negocios en distintas regiones a través de su red de distribuidores que ya alcanza las 245 empresas.

La región latinoamericana no le es ajena. Solo en México, Centroamérica y el Caribe S-5! acumula unos 20 partners que garantizan stock para nuevos proyectos de energía solar sobre cubiertas metálicas. Pero la empresa iría por más.

“Tenemos planeado expandir el número de aliados en los siguientes meses. En S-5! siempre estamos buscando los mejores socios y/o canales de venta para poder cubrir completamente el mercado y llegar a nuestros clientes finales, los instaladores”, revelaron desde la compañía.

El atractivo que identifican en México, Centroamérica y el Caribe no es menor y su condición de fabricante americano lo dejaría en una buena posición para la exportación de productos competitivos frente a las demás ofertas disponibles que provienen de otros países.

“Al ser fabricante americano y que todo el producto se maquile en USA, en nuestra fábrica en el norte de Dallas, nos permite aprovechar el tratado de libre comercio con México y Canadá, con el que se reduce el tema de impuestos y sólo se deben de pagar los locales, con lo que se ahorra alrededor del 12% comparado con otros fabricantes fuera de los beneficios del tratado”, observaron desde S-5!

Y agregaron: “Además en el tema de logística también existe gran ahorro no sólo por la ubicación geográfica sino porque nuestro producto, en comparación con otras soluciones para techos metálicos, necesita menos espacio para ser transportado lo que se traduce en un ahorro de hasta un 30% en logística”.

Nuevos desarrollos, innovación, comercio exterior y logística, son algunos de los temas a los que hará referencia S-5! durante su participación como Bronze Partner en “Latam Future Energy Mexico, Central America and the Caribbean Renewable Energy Summit”, que se llevará a cabo el 29 y 30 de marzo en Santo Domingo.

ASISTIR

La empresa llega a este megaevento organizado por Future Energy Summit para presentar su propuesta superadora para sistemas de energía solar en techos metálicos y para debatir sobre temas de coyuntura en el mercado.

Asistirán como representantes Juan Carlos Fuentes, director de Ventas Internacionales y Desarrollo de Negocios de S-5!, y Denisse Rangel, gerente de Marketing para Latinoamérica de S-5!

Como adelanto, los referentes de S-5! comunicaron que están promoviendo la instalación de sistemas fotovoltaicos sin uso de rieles, utilizando su sistema de fijación directa sobre cubiertas metálicas llamado PV kit, y que cuentan con grandes ventajas:

“Nuestras soluciones están pensadas para facilitar la vida del instalador, en tema de logística y tiempo de instalación de los productos; además de brindar mejores prácticas de instalación sobre techos metálicos, tema en el que somos expertos”.

“Al tener 30 años en el mercado invirtiendo mucho en desarrollo y pruebas de producto también podemos ofrecer una garantía limitada de por vida en todas nuestras piezas”, concluyeron.

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Andes Solar avanza en proyectos por 500 MW en Perú y vislumbra un crecimiento inminente en renovables

Si bien Perú aún tiene mucho para dar en la carrera por la transición energética, se empieza a ver un crecimiento vertiginoso de proyectos renovables similar al que tuvo Chile en sus inicios.

En conversaciones con Energía Estratégica, Rodrigo Cotijo, gerente comercial del mercado peruano de Andes Solar S.A, empresa dedicada a desarrollar, construir y mantener proyectos solares fotovoltaicos y eólicos en Chile y Perú, destaca: “Perú hoy es lo que era Chile hace diez años. Estamos negociando proyectos eólicos y solares, donde esperamos obtener por lo menos 500 MW. Probablemente, en cinco años tendremos en cartera 800 MW”.

El especialista revela que Chile es uno de los mercados más agresivos a nivel de Latinoamérica dentro del portafolio de proyectos de Andes Solar, donde ya cuentan con 1,5 GW en desarrollo. Se trata del país con más presencia, seguido por Brasil, Colombia y Perú, que ocupa el cuarto lugar.

Pero asegura que las energías renovables están en constante crecimiento en Perú y que se observa como un mercado prometedor: “Se posicionando a la empresa en el mercado peruano. Muchas empresas comienzan a invitarnos a licitaciones de plantas solares”.

Para el experto, aunque el desarrollo de proyectos en el lugar todavía es lento, este es el momento preciso para entrar al mercado, ya que la matriz eléctrica peruana se compone básicamente por hidroeléctricas y centrales térmicas: “En el corto plazo las energías renovables van a tener un crecimiento exponencial. Esto debido a que va a haber menos agua en todos los países de la región por la sequía y el gas natural peruano tendrá un límite por sus altos costos. Esto hará que las energías renovables se tornen más competitivas”.

Y a este escenario Cotijo suma dos factores más: por un lado, la expansión de gasoductos hacia el sur de Perú, lo que generará mayor demanda y, previsiblemente, un aumento en los precios del gas; por otro, un incremento de la demanda, impulsado por yacimientos mineros que prometen explotarse en los próximos años.

La luz al final del túnel: vislumbran cambios en el marco regulatorio peruano

En este contexto favorable para las renovables, Cortijo advierte sobre la falta de previsibilidad en el marco regulatorio del país: “Lo complicado es que la normativa vigente no ayuda. No todas las energías pueden competir libremente, porque están ligadas al tema de la potencia”.

“Las plantas solares que están en construcción son de empresas que tienen un alto respaldo financiero y/o que tienen un portafolio de generación variado que les permite comercializar la energía aun así las complicaciones de las restricciones de potencia. Los proyectos en construcción o por construir avanzan y la ley va a tener que adaptarse a ello, es inevitable”, agrega.

El gerente comercial de Andes Solar pone en relieve que si bien la convulsión política que atraviesa desde hace años la región ha pausado este tipo de regulaciones, este año se esperan signos de reactivación en la materia.

En este sentido, augura cambios en la normativa vigente en el corto plazo en favor de las energías limpias: “Somos optimistas. En 2023, se aprobará el reglamento de la generación distribuida y, el próximo año, la ley separación de potencia y energía”.

El límite de la potencia en el proyecto del reglamento de la generación distribuida actualmente en Perú es de 1MW. La posibilidad de inyectar los excedentes de hasta 1MW facilita la viabilidad de los proyectos de autoconsumo dado que existe una gran demanda de estos proyectos.

Para el experto, esta modificación favorece sobre todo a las empresas agrícolas que tienen una necesidad de energía enorme y les piden capacidades de 2 a 8 MW.

Asimismo, el reglamento a nivel autoconsumo que aún no se ha aprobado permitiría vender los excedentes a la red de transmisión lo cual favorece a las inversiones.

Por otro lado, enfatiza que también es primordial separar la energía de la potencia para que las energías renovables puedan competir libremente y sigan creciendo los proyectos de esa matriz.

El objetivo es reemplazar la potencia antigua y onerosa por una nueva potencia renovable eólica o solar, que es la más competitiva del mundo.

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Importarán más cargamentos de LNG y podrían volver a cambiar las condiciones de contratación si una apuesta del gobierno no da resultado

El gobierno licitará en los próximos días la importación de entre 8 y 10 cargamentos de Gas Natural Licuado (LNG, por sus siglas en inglés) para la terminal regasificadora de Bahía Blanca. Antes de hacerlo, deberá definir si insiste con una nueva modalidad de contratación que la estatal Enarsa empezó a utilizar en enero para importar 30 buques de gas —una decisión que generó polémica en el mercadoo si vuelve sobre sus pasos y retoma el esquema utiliza en los últimos años.

Luego de la fuerte baja que se registró en el precio internacional del gas a fines de 2022, el Ejecutivo buscó aprovechar la situación y el 22 de enero licitó la adquisición de 30 buques de gas para el invierno. Lo hizo incorporando tres condiciones de contratación diferentes a las que usaba históricamente: a) estableció que sólo puedan participar los proveedores que comprometan el envío de al menos 10 buques de gas; b) pidió que se cotice a precio fijo y c) comprometió el pago por adelantado del gas importado, una novedad sin precedentes en este tipo de concursos estatales para importar combustibles.

Como resultado de esa compulsa, consiguió pagar un precio medio del LNG de unos 20 dólares por millón de BTU. Sin embargo, la apuesta podría terminar saliendo mal. ¿Por qué? Porque los precios del LNG siguieron bajando en febrero y esta semana cotizan a unos 15 dólares por millón de BTU, es decir, un 25% menos. Si esos valores se mantienen durante los próximos meses —y más aún si siguen descendiendo— la decisión de Energía de comprar a precio fijo y con modalidad de pre-pago podría salir doblemente mal.

Consultado por EconoJournal, un funcionario del gobierno advirtió, razonablemente, que lo más prudente es esperar a ver cómo responden los precios. “Los precios del LNG cayeron porque el invierno en Europa fue cálido y los stocks de almacenamiento en varios países se mantuvieron altos, en algunos casos cerca del 50%, cuando lo lógico hubiese sido que estén mucho más bajos, por debajo del 20%”, explicó bajo reserva de nombre. “En cualquier caso, en algún momento Europa saldrá a comprar para reponer los stocks y al mismo tiempos China está empezando a importar más porque la actividad económica se está recuperando. Y, además, por lo que vemos el conflicto bélico en Ucrania lamentablemente está recrudeciendo. Lo esperable, desde mi punto de vista, es que los precios del LNG aumenten en las próximas semanas”, justificó.

Números

El costo total de los 30 cargamentos de LNG que compró la estatal Enarsa a principios de febrero se ubicó en torno a los 1300 millones de dólares. Como el precio del gas bajó un 25% podría proyectarse que si la cotización actual se mantiene el Estado terminará pagando unos US$ 325 millones de más, pero el cálculo no es lineal porque, en general, las operaciones de trading o importación de combustibles contemplan un porcentaje de la compra a precio fijo y uno a precio variable. Sobre esa lógica, si los precios del LNG se mantienen cerca del 15 dólares se podría proyectar que, por no cubrirse frente a un eventual descenso de la cotización internacional, la pérdida para las arcas del Estado podría rondar los US$ 200 millones.

La terminal regasificadora de Bahía Blanca volverá a estar activa en mayo.

Aún así, como defienden en despachos oficiales, es temprano para sacar una conclusión. Ademñas, otros factores también inciden en el análisis. “Cuando en febrero decidimos comprar 30 cargamentos de LNG, lo que hicimos fue tomar una oportunidad para capturar valor. En Economía habían proyectado que el precio promedio del LNG para 2023 se ubicaría por encima de 35 dólares. Lo vimos a 20 y rápidamente salimos a comprar. Lo hicimos, además, con el respaldo del Fondo Monetario Internacional (FMI), que mira el programa económico. Sabíamos que podía seguir bajando, pero también que podía rebotar y volver a subir. El mercado está recontra volátil. Cuando uno es funcionario, tiene que tomar decisiones. Veremos cómo termina el invierno y ahí sabremos si tomamos una buena o mala opción comprando todo a precio fijo”, respondió una fuente del área energética del gobierno.

Flujo

Más allá del valor del gas, fuentes privadas señalan que existe un problema vinculado con la demanda de divisas en un momento dado que el Banco Central está sometido a una fuerte presión. El pliego diseñado por Enarsa establece que los 30 cargamentos comprados estarán pagos antes de junio, aunque los cargamentos seguirán llegando hasta agosto.

La empresa estatal informó el 9 de febrero que los ganadores de la licitación fueron BP, Vitol y TotalEnergies. La firma estatal se comprometió a depositar un 20% del total (unos US$ 250 millones) cinco días después de que se firmen los contratos de venta, mientras que el 80% restante se cancelará en cuatro pagos mensuales, cada uno por un 20% del total. Eso quiere decir que los proveedores terminarán de cobrar en junio próximo. El primer barco, por su parte, arribará este 15 de marzo, aunque por la ola de calor están negociando si puede llegar unos días antes. A su vez, está previsto que el último llegue el 5 de agosto.

“A fines de abril, es decir, antes de que empiecen a llegar la mayor cantidad de cargamentos de LNG (a partir de fines de mayo) el BCRA ya habrá gastado unos US$ 750 millones que se hubiese ahorrado si utilizaba el esquema anterior, que preveía que los buques se paguen apenas tres días antes de que ingresen a territorio argentino. Para un país sin restricción externa, no sería un problema. Pero frente al estrangulamiento de reservas que enfrentamos en la actualidad, se sumó un estrés innecesario”, analizó un trader.

Esta semana se podrá saber si Enarsa vuelve sobre sus pasos. Si Enarsa cambia la modalidad de precio fijo y pago por adelantado, de algún modo estará reconociendo que lo pactado entre fines de enero y principios de febrero no fue la mejor opción.

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, Nicolas Gandini

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Por qué la industria del shale en EE.UU. advierte que la OPEP tendrá un protagonismo renovado en los próximos años

La Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) volverá a tener un protagonismo central en el mercado petrolero mundial por la desaceleración de la producción estadounidense, según opiniones de líderes de la industria del shale oil en Estados Unidos en el marco de la CERAWeek 2023.

La producción estadounidense total de petróleo promedió 11,9 millones de barriles diarios en 2022. El último pronostico de la Administración de Información Energética (EIA) indica que el país incrementará la producción en 590.000 bpd este año: unos 12,4 millones de barriles diarios en 2023. El promedio diario para 2024 sería de 12,6 millones de bpd.

No obstante, estas proyecciones apenas se ubican por encima del récord histórico de 12,2 millones de bpd en 2019 (un crecimiento del 11% con respecto al 2018), siendo indicativas de un crecimiento a un ritmo mucho más lento.

En ese sentido, los ejecutivos de algunas de la principales compañías estadounidenses productoras de petróleo no convencional creen que EE.UU. esta tocando su producción máxima. Nuevamente, la presión de los inversores para maximizar las ganancias por sobre la inversión y los aumentos de costos fueron los argumentos centrales esgrimidos para explicar la desaceleración de la producción.

Protagonismo renovado de la OPEP

En este escenario, los CEOs ven un renovado protagonismo de la OPEP en el horizonte, según relevó FT en el mega evento energético estadounidense.

La meseta (de producción) está en el horizonte”, dijo Ryan Lance, director ejecutivo de ConocoPhillips. “Creo que ese es uno de los problemas con los que EE. UU. va a lidiar: (la producción) probablemente comience a estabilizarse más adelante en esta década”, dijo el líder de una principales productoras del país.

“La participación de mercado de la OPEP probablemente crezca de un 30 por ciento hoy a un lugar cercano al 50 por ciento. El mundo volverá a ser lo que teníamos en los años 70 y 80, a menos que hagamos algo para cambiar esa trayectoria”, pronosticó Lance.

Scott Sheffield, CEO de Pioneer Natural Resources, una de las principales productoras de shale oil en EE. UU., señaló cuáles serán los países que estan a cargo de la producción y lo estarán por los próximos 25 años. “Arabia Saudita primero, Emiratos Árabes Unidos segundo, Kuwait tercero”, explicó al medio británico.

Para Rick Muncrief, director ejecutivo de Devon Energy, la capacidad de suministro global esta disminuyendo y alimenta el poder de la OPEP. “Es por eso que he hablado de estar preocupado en este momento, pero creo que se volverá muy, muy serio en los próximos 12 meses. ¿Significa que el poder volverá a la OPEP si EE. UU. comienza a mantener [la producción] estable? Somos el 10 por ciento de la producción mundial de petróleo y la OPEP más Rusia es un porcentaje mucho mayor. Así que sí, pueden dictar las cosas probablemente más de lo que lo haríamos nosotros”.

Oferta ajustada en 2023

Pese a la moderación de los precios internacionales del barril en los últimos meses, algunos ejecutivos pronostican que el mercado global permanecerá con una oferta ajustada al menos durante 2023. La actividad económica en China y las exportaciones de Rusia son dos variables que pueden disparar un faltante de petróleo y alza de los precios.

Muncrief habló de una disminución de la capacidad de suministro global y la posibilidad de nuevos aumentos en los precios. “Estamos en una posición difícil”, dijo al FT.

La capacidad de producción ociosa de los países miembros de la OPEP fue un tema de conversación en una cena que mantuvo el secretario general de la organización, Haitham Al Ghais, con varios CEOs de la industria el lunes por la noche en Houston, según reconstruyeron distintos medios.

Algunos de los países miembros vienen advirtiendo sobre el bajo nivel de inversiones en exploración y producción de crudo en el mundo. El ministro de Energía de Arabia Saudita, el príncipe Abdulaziz bin Salman, uno de los grandes ausentes en la CERAweek de este año, dijo recientemente que las políticas de sanciones contra los países exportadores y la subinversión en el sector energético pueden conducir a una escasez de suministro en el futuro.

Al Ghais mantuvo una línea similar durante su disertación en el evento, señalando que la «seguridad de la demanda» es tan importante como garantizar el suministro. Agregó que las empresas no están dispuestas a invertir miles de millones en la producción de energía si los gobiernos les dicen que el petróleo no tendrá un lugar mix energético en los próximos años.

También defendió el esquema de OPEP más aliados (OPEP+), en el que Rusia participa, señalando que «es crítico» para garantizar el abastecimiento global y restando importancia a la redireccionamiento de la oferta rusa a los mercados asiáticos.

Mensaje de Granholm a la industria

El gobierno de Joe Biden tensionó con la industria en los últimos años debido a las alzas en los precios de los combustibles y las discrepancias sobre la política energética. Biden logró victorias importantes en su agenda de transición energética, pero la guerra en Ucrania alteró al mercado mundial de hidrocarburos y obliga al gobierno a acercarse nuevamente a la industria.

La secretaría de Energía, Jennifer Granholm, destacó el aporte de la industria estadounidense para abastecer a Europa y otros mercados durante su presentación del miércoles en el CERAWeek. También resaltó la vigencia de la industria petrolera.

«Sabemos que el petróleo y el gas seguirán siendo parte de nuestro mix energético en los próximos años», dijo Granholm. «Incluso las proyecciones más audaces para el despliegue de energía limpia sugieren que a mediados de siglo vamos a utilizar combustibles fósiles reducidos», añadió en referencia a la utilización de tecnologías de captura y almacenamiento de carbono en la utilización de combustibles fósiles.

Una variable que en los hechos podría cimentar el acercamiento del gobierno a la industria es el proyecto Willow para producir petróleo en la Reserva Nacional de Petróleo en Alaska, un área con reservas estimadas en 600 millones de barriles. El Departamento de Interior debe informar una decisión final sobre la ejecución y el tamaño de un proyecto con un potencial de producción de 180.000 bpd según ConocoPhillips.

El senador republicano por el estado de Alaska, Dan Sullivan, acusó al gobierno y grupos ambientalistas de torpedear el proyecto. «Si no haces Willow, obtendremos energía de lugares como Venezuela, Arabia Saudita, donde las emisiones son mucho más altas. No hacer Willow bombea más CO2 a la atmósfera», dijo Sullivan el lunes en una presentación en el evento en Houston.

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, Nicolás Deza

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Nicaragua resuelve el cierre de gremios empresarios afectando al sector energético

El Ministerio de Gobernación de la República de Nicaragua aprobó la Cancelación de la Personalidad Jurídica de 18 Organismos sin fines de lucro operativos en el país. Entre ellos, se vio afectada directamente la Cámara de Energía de Nicaragua (CEN), operativa desde el mes de julio del año 2015.

La decisión, que fue publicada en el Boletín Oficial este lunes 6 de marzo, no tardó en generar repercusiones en el sector energético renovable y distintos actores se pronunciaron en contra de esta medida.

En comunicación con Energía Estratégica, una analista de energías renovables alternativas advirtió que esto impactaría de varias maneras en la dinámica del mercado:

“La implicancia inmediata es que se agrava el deterioro del clima de negocios en el país, que desde el 2018 viene ocurriendo”, observó.

“En el área de las renovables las oportunidades para que el país pueda desarrollar más proyectos que dependen directamente de la inversión extranjera se vuelven cada vez más inciertas, ya que la situación política no provee la confianza y seguridad legal para que se reciban inversiones a largo plazo”, agregó la analista.

Desde hace tiempo atrás se alerta que “la certeza jurídica es el talón de Aquiles para desarrollar nuevos proyectos renovables en Nicaragua” y esta decisión del gobierno que resuelve la clausura de organizaciones gremiales, entre ellas la energética, genera aún más incertidumbre en el mercado.

En cuanto a las consideraciones legales a nivel de derecho internacional sobre la libertad de asociación, entidades como el Centro de Asistencia Legal Interamericano en Derechos Humanos (CALIDH) condenaron la disolución arbitraria que se llevó a cabo y señalaron que la misma «está prohibida por el Derecho Internacional».

En un comunicado emitido esta semana, CALIDH sostiene que “las irregularidades que alega el Ministerio de Gobernación en Nicaragua hacen parte de argumentos poco creíbles (…) el derecho internacional indica que la disolución de entidades debe tener una causa justificada en excepciones y en fines legítimos, excepciones que no se observan en este cierre».

¿Cuáles son estos argumentos? El Acuerdo Ministerial N° 27-2023-OSFL apunta a que las organizaciones gremiales no completaron el proceso de convalidación de registro que se incorporó a través de una modificación legislativa en agosto del 2022 (Ley 1127 «Ley de Reformas y Adiciones a la Ley 1115 Ley General de Regulación y Control de Organismos sin fines de Lucro y de reformas a la Ley 522, Ley General del Deporte, Educación Física y Recreación Física).

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Crece el apetito inversor para energías renovables y almacenamiento en Puerto Rico 

La transformación energética de Puerto Rico avanza. Las energías renovables en los distintos segmentos del mercado están en un sincero crecimiento.

Mientras que en generación distribuida Luma trabaja en pos de aumentar las interconexiones de nuevos proyectos en redes bajo su concesión, desde Accion Group en coordinación con el Negociado de Energía (NEPR) y la Autoridad de Energía Eléctrica (AEE) impulsan ya la tercera convocatoria a Solicitudes de Propuestas para energías renovables y almacenamiento energético (ver más).

Francisco Berríos Portela, secretario auxiliar de Asuntos Energéticos en La Fortaleza, brindó una entrevista exclusiva a Energía Estratégica donde puntualizó aquellos avances que desde el gobierno local y federal están promoviendo en el archipiélago.

En tal sentido adelantó a Energía Estratégica que solo este año entrarían 90 MW de capacidad energética renovables y que se iniciaría la construcción unos 300 MW adicionales.

Y es que los procesos de solicitudes de propuestas vienen avanzando. Según indicó Berríos Portela, la segunda de estas convocatorias “demostró muy buen apetito del sector privado en Puerto Rico”, lo que desde su perspectiva “demuestra el compromiso e interés de las empresas” que espera se mantenga en los seis tramos que se prevén convocar.

En una entrevista exclusiva con este medio, el referente energético en el Palacio de Santa Catalina comentó que desde su nuevo rol se encuentra velando por la continuidad de los programas para el sector que se llevan a cabo ya no sólo desde el Departamento de Desarrollo, donde desempeñó funciones anteriormente, sino también desde el Departamento de la Vivienda y todo lo que tiene que ver con el desarrollo de las microrredes, las reconstrucción del sistema eléctrico y el empuje para los proyectos de utility scale de energías renovables y almacenamiento en Puerto Rico.

¿Qué temas resultan prioritarios atender? “Estamos trabajando con el equipo de FEMA, el Departamento de Energía (DOE) y el cuerpo de Ingenieros como parte de de la misión que ellos han denominado el Power System Stabilization que nos va a proveer generación temporera que necesitamos para poder tener un alivio y poder este adelantar ese atraso que tenemos en los mantenimientos de las unidades generatrices que que están sirviendo hoy al sistema eléctrico”, indicó Berríos Portela en entrevista.

Y si bien se prevé que algunas de ellas sean a gas natural, la actual administración las contemplan exclusivamente en esta etapa de transición hasta que se interconecten al sistema las generadoras primarias a partir de energías renovables y almacenamiento energético.

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América Latina cuenta con un potencial aumento del 460% en la capacidad eólica y solar

Junto con la capacidad solar distribuida y a pequeña escala existente, América Latina estará en condiciones de cumplir, y posiblemente superar, los objetivos de energía renovable de neutralidad en emisiones regional de la Agencia Internacional de la Energía (AIE) para 2030 si implementa todos los posibles proyectos a gran escala.

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Los cinco primeros países de la región en cuanto a posibles aumentos de la capacidad solar y eólica a gran escala son los siguientes:

Brasil (217 GW)
Chile (38 GW)
Colombia (37 GW)
Perú (10 GW)
México (7 GW)

Los cinco primeros países en cuanto a energía solar y eólica a gran escala actualmente en funcionamiento son los siguientes:

Brasil (27 GW)
México (20 GW)
Chile (10 GW)
Argentina (5 GW)
Uruguay (2 GW)

Con una capacidad colectiva de más de 57 GW, Brasil, Chile, Colombia y México constituyen casi el 84 % de los 69 GW existentes de parques solares y eólicos a gran escala que se encuentran actualmente en funcionamiento. Pero mientras Brasil, Chile y Colombia se mantienen a la vanguardia de la carrera de las energías renovables, México se ha quedado atrás. Básicamente, solo se fijó cumplir con el 70 % de su promesa de ofrecer 40 GW de energía solar y eólica para 2030, aun cuando todos sus posibles proyectos comenzaran a funcionar.

Kasandra O’Malia, gerente del Rastreador Global de Energía Solar, dijo lo siguiente: “Si bien la energía solar distribuida puede ser el punto crucial de la transición a las energías renovables en América Latina, la región se encuentra también en un punto de inflexión cuando se trata de apoyar proyectos importantes a gran escala que podrían convertirla en un gigante de la energía mundial”.

Sophia Bauer, investigadora en Global Energy Monitor, afirmó que “la carrera de las energías renovables se acelera rápidamente, lo que significa que los países que han redoblado sus esfuerzos, como Brasil y Colombia, deben mantenerse alertos al generar proyectos de energía solar y eólica a gran escala. América Latina puede convertirse en un punto de referencia mundial para una transición energética justa si los proyectos futuros respetan los equilibrios ecológicos y aportan no solo beneficios económicos sino también sociales”.

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YPF Luz alcanzó un EBITDA de USD 398 millones en 2022

YPF Luz, anunció hoy sus resultados del cuarto trimestre de 2022. La empresa comunicó que alcanzó un EBITDA de USD 398 millones en el año, superando en 24% lo registrado en 2021.

Las inversiones anuales alcanzaron los 146 millones de dólares, 5,6% superiores a 2021. Los ingresos del año fueron de USD 484,5 millones, 9,8% superiores a 2021, mientras que el resultado neto alcanzó los 139,4 millones de dólares, 114,6% superior al año anterior.

La participación de YPF Luz en la capacidad instalada del Mercado a Término de Energías Renovables (MATER) alcanzó un 35%, aumentando 6,1% respecto a 2021, debido a la entrada en operación del Parque Eólico Cañadón León a partir de diciembre 2021.

A su vez, la cuota de participación de YPF Luz en la energía vendida alcanzó el 38%, 16,5% superior en 2022, siendo la compañía con mayor participación en el mismo.

Esto demuestra la eficiencia de los parques eólicos de YPF Luz respecto de la media del mercado de generación renovable y la confianza de las empresas del mercado industrial argentino en el abastecimiento de nuestra energía.

El factor de carga promedio de los parques renovables de YPF Luz en 2022 fue de 52,7%, destacándose particularmente la eficiencia del Parque Eólico Manantiales Behr, que fue distinguido por CAMMESA por obtener el mayor factor de capacidad del país: 59,8% anual.

En cuanto a los nuevos proyectos, la compañía informó un grado de avance de 86,5% en la construcción del Parque Solar Zonda, de 100MW en la Provincia de San Juan, cuyo inicio de operaciones estima para el segundo trimestre de 2023.

Asimismo, confirmó la aprobación de Directorio para el inicio de la obra del Parque Eólico General Levalle, en la Provincia de Córdoba, el cual contará con una capacidad instalada de 155MW y cuyo inicio de operaciones se estima para fines de 2024.

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Gobierno del Ecuador fortalece las estrategias inclusivas de género en el sector eléctrico

El evento se realizó en la ciudad de Quito, este miércoles 8 de marzo de 2023, en el salón Amazonas del hotel Finlandia.

El documento presentado establece que El Ministerio de Energía y Minas gestionará la aplicación del Acuerdo a través de un Comité de Seguimiento de Fortalecimiento de la Inclusión de Género, liderado por el Viceministerio de Electricidad y Energía Renovable.

El Comité coordinará con las empresas sociedades anónimas que manejan recursos públicos, empresas públicas e instituciones del Sector Eléctrico, que participan en las etapas de Generación, Transmisión, Distribución y Comercialización del servicio público de Energía Eléctrica y del alumbrado público general, la Agencia de Regulación y Control, el Operador Nacional de Electricidad el Instituto de Investigación Geológico Energético, la implementación de las estrategias de corto y mediano plazo en los ejes de: reclutamiento (consideraciones de género; sin perjuicio del cumplimiento de los perfiles y competencias requeridas para el cargo).

Procesos de contratación (deberán incluir en los términos de referencia una calificación preferencial al oferente que presente la mayor inclusión de género en su oferta.), capacitación (Implementar programas y acciones de formación, desarrollo de buenas prácticas y competencias) y condiciones laborales (ambiente laboral saludable).

Cabe destacar que durante el evento, la Viceministra de Electricidad, presentó el primer Programa de Capacitación de Mujeres Linieras que será impulsado a través de la Empresa Eléctrica Quito. Además, los profesionales del sector tendrá acceso al Curso Internacional de Transición Energética que será auspiciado por la Universidad Mayor Real y Pontificia de San Francisco Xavier de Chuquisaca de Bolivia; “La equidad se enfoca en ajustar todas las necesidades y requerimientos para que una persona o grupo social pueda alcanzar efectivamente las metas, y sobre todo, un resultado igualitario que genere políticas concretas de inclusión”, resaltó la secretaria de Estado al referirse al informe presentado por el Foro Económico Mundial (2023).

El texto firmado se apoyó en el artículo 70 de la Constitución de la República del Ecuador, que establece: “El Estado formulará y ejecutará políticas para alcanzar la igualdad entre mujeres y hombres, a través del mecanismo especializado de acuerdo con la ley, e incorporará el enfoque de género en planes y programas, y brindará asistencia técnica para su obligatoria aplicación en el sector público”.

Además del artículo 331 que dispone: “El Estado garantizará a las mujeres igualdad en el acceso al empleo a la formación y promoción laboral y profesional, a la remuneración equitativa, y a la iniciativa de trabajo autónomo. Se adoptarán todas las medidas necesarias para eliminar las desigualdades. Se prohíbe toda forma de discriminación, acoso o actos de violencia de cualquier índole, sea directa o indirecta, que afecte a las mujeres en el trabajo”.



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La CREG recibió reconocimiento de la Alcaldía Mayor de Bogotá por contribuir a la igualdad de género

La insignia reconoce los avances logrados por las entidades públicas y privadas en la transformación cultural para el cierre de brechas de género y el camino que han trazado para contar con espacios amables para las mujeres y hombres.

La CREG ha trabajado durante los últimos años en el fortalecimiento del trabajo para el cierre de brechas de género, entre varias acciones se destacan la implementación de la Política de Equidad, Diversidad e Inclusión, la proyección anual de planes de acción producto de los diagnósticos junto con la sensibilización a partir de talleres y campañas de comunicación.

Todo esto, ha llevado a la Comisión de Regulación a obtener el sello Plata de Equidad Laboral, Equipares. Un programa de certificación que reconoce acciones efectivas en la transformación de los ambientes laborales y ahora, a obtener el Sello Distrital de Igualdad”.

“Es un honor para la CREG recibir reconocimientos por el trabajo desarrollado en todas las dimensiones, sobre todo hoy 8 de marzo, cuando se conmemora la lucha de las mujeres por los derechos. En la CREG, hemos implementado cambios institucionales en la selección de personal, en la promoción de los funcionarios”, aseguró la experta comisionada, Sara Vélez.

Y destacó: “nos capacitamos constantemente en igualdad de género y hemos apropiado un lenguaje incluyente. Esperamos seguir contribuyendo con el cierre de brechas”.

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Uranio: minera canadiense acelera la perforación en el proyecto Amarillo Grande en Río Negro

La compañía minera canadiense Blue Sky, una empresa perteneciente al Grosso Group del empresario minero Joseph Grosso, comenzó un nuevo programa de perforación exploratoria en el proyecto de uranio Amarillo Grande, ubicado en la provincia de Río Negro. Perforará 1.200 metros en el yacimiento Ivana Este, una zona del proyecto que todavía no había perforado. El proyecto Amarillo Grande tiene una extensión total de 300.000 hectáreas.

El programa de perforación en el depósito Ivana Este “es una continuación de la perforación de exploración por etapas de cuatro objetivos de alta prioridad del yacimiento Ivana, donde también se incluye los depósitos Ivana Norte, Ivana Central y Cateo Cuatro”. En los yacimientos Ivana Norte y Central la compañía completó la perforación inicial, donde perforó 1.900 metros en 50 pozos. Ahora comenzará a perforar 24 pozos más en Ivana Este, mientras que en Cateo Cuatro tiene un programa de perforación planeado para completarse en el futuro.

El yacimiento Ivana (que tiene cuatro zonas) fue descubierto en 2011 y es el objetivo central de Blue Sky en el proyecto de uranio Amarillo Grande, que a su vez cuenta con otros dos yacimientos: Anit, descubierto en 2006, y Santa Bárbara, encontrado en 2008. En Ivana, la minera canadiense tiene realizada la estimación de recursos y una evaluación económica preliminar. La característica principal del desarrollo es que el recurso de uranio está alojado cerca de la superficie. Además de uranio, el proyecto cuenta con vanadio, un metal que se utiliza para la producción de acero.

El proyecto de uranio y vanadio Amarillo Grande en Río Negro comenzó la exploración en 2006. Blue Sky cuenta también con otros proyectos de uranio en Chubut conocidos como Sierra Colonia, Tierras Coloradas y Cerro Parva, pero por ahora están paralizados.

Nueva perforación

El nuevo programa de perforación de Blue Sky en el yacimiento Ivana completará 1.200 metros en 24 pozos, que tendrán 40 metros de profundidad en promedio, según informó la minera. El objetivo del programa “es probar la presencia de mineralización de uranio depositada dentro de conglomerados de alta porosidad en areniscas relacionadas con un entorno de canal basal. Este subtipo de depósito de arenisca de uranio es el modelo definido para el depósito de Ivana”, añadió Blue Sky.

El programa de perforación se ejecutará con un equipo de perforación sobre orugas Morooka MST-1500. Los pozos serán verticalmente y se recolectarán muestras en cada metro perforado, que se analizarán mediante secado, trituración, desmenuzamiento y pulverización. También otras muestras se enviarán a Perú.

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, Roberto Bellato

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WINTERSHALL DEA inicia el primer almacenamiento de CO2 en el Mar del Norte

Wintershall Dea inicia el primer almacenamiento de CO2 en el Mar del Norte danés como parte del proyecto Greensand del que es miembro líder. Por primera vez en la UE, toda la cadena de valor de la captura y almacenamiento de carbono (CAC) se implementa de manera transfronteriza. La capacidad de almacenamiento estimada de hasta ocho millones de toneladas de CO2 anuales a partir de 2030

La captura y almacenamiento de carbono (CAC) desempeñará un papel clave en la lucha contra el cambio climático en todo el mundo y también en Europa. Dinamarca está liderando este proceso y asumiendo un papel pionero entre los países europeos con el Proyecto Greensand, al haberse iniciado ya el primer almacenamiento de CO2 en
un yacimiento del Mar del Norte danés. “El Proyecto Greensand supone
un salto hacia adelante en el desarrollo de una infraestructura de CAC
a escala europea y, por tanto, para la protección del clima. Estamos
demostrando que es posible transportar y almacenar CO2 de forma
segura y confiable a través de las fronteras nacionales, y que haciéndolo
ya podremos contribuir a un mañana descarbonizado en un futuro
próximo. Junto con nuestros socios, somos pioneros en esta tecnología
que cambia las reglas del juego”,
señaló Mario Mehren, Director General
de Wintershall Dea, en la ceremonia oficial de hoy, por el primer
almacenamiento de CO2 en Esbjerg,

El Proyecto Greensand figura entre los proyectos de CAC más
avanzados de la UE. Por primera vez, toda la cadena de valor de la CAC
(captura, transporte y almacenamiento) se aplicará de forma
transfronteriza. A principios de abril de 2023, las emisiones residuales de
una planta industrial belga, que en conjunto representan hasta 15.000
toneladas de CO2, se almacenarán durante la fase de demostración en
curso. El yacimiento petrolífero agotado de Nini West, en el Mar del
Norte danés, servirá como lugar de almacenamiento del CO2. Para 2025
o 2026, podrían almacenarse 1,5 millones de toneladas de CO2 al año
como parte del Proyecto Greensand. En la fase final de ampliación,
prevista para 2030, los planes prevén almacenar hasta 8 millones de
toneladas de CO2 al año. Esto supone más del 13% de las emisiones
anuales totales de Dinamarca. El objetivo es almacenar sobre todo las
emisiones industriales que no puedan evitarse en el futuro.
“Estoy orgulloso de que nuestro equipo contribuya de manera decisiva
al éxito de este proyecto pionero y, con ello, demuestre que Wintershall
Dea es capaz de desarrollar CAC”,
declaró Hugo Dijkgraaf, miembro del
Directorio Ejecutivo y Chief Technology Officer (CTO) de Wintershall
Dea. “Nuestro éxito se basa en los conocimientos que hemos adquirido
en más de 120 años de producción de gas y petróleo, así como en nuestra
experiencia geológica y de ingeniería. Y pretendemos aprovechar estabase para nuestros otros proyectos de CAC en otros países, tales como
Noruega, los Países Bajos y el Reino Unido.”

Wintershall Dea es uno de los principales miembros del consorcio
Greensand. Además de Wintershall Dea, el proyecto también lo lleva a
cabo INEOS Energy, en calidad de operador. Asimismo, participan otros
más de 20 socios, desde empresas emergentes e institutos
independientes hasta GEUS (Servicio Geológico de Dinamarca y
Groenlandia), institución dependiente del Ministerio danés de Clima,
Energía y Servicios Públicos. El Gobierno danés apoya el proyecto con un
total de 26 millones de euros de financiación pública.

El transporte del CO2 desde Bélgica y Dinamarca ha sido posible gracias
a un acuerdo bilateral que estos dos países firmaron el año pasado.
“Para que el Proyecto Greensand y otros proyectos de CAC en el Mar del
Norte se lleven a cabo con éxito, los responsables políticos deben
establecer el marco normativo adecuado”, señaló Dijkgraaf. “Ya se han
dado los primeros pasos. Ahora necesitamos más acuerdos bilaterales
para vincular las industrias intensivas en emisiones a los depósitos de
CO2 del Mar del Norte”.

Para Wintershall Dea, Greensand es un proyecto pionero de CAC.
Mediante proyectos de CAC e hidrógeno bajo en carbono, la empresa
prevé evitar anualmente hasta 30 millones de toneladas de CO2 a partir
de 2040. Esto representa una parte sustancial de las emisiones
residuales previstas en Alemania para aquel entonces

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YPF Luz alcanzó un EBITDA de US$ 398 millones en 2022

En 2022 la empresa logró un EBITDA de 398 millones de dólares y alcanzó una participación en el Mercado a Término de Energías Renovables (MATER) de 35% en capacidad instalada y 38% en ventas, gracias a la eficiencia de sus parques renovables.
Se trata de los resultados correspondientes al cuarto trimestrede 2022. Las inversiones anuales alcanzaron los US$ 146 millones, 5,6% superiores a 2021. Los ingresos del año fueron de US$ 484,5 millones, 9,8% superiores a 2021, mientras que el resultado neto alcanzó los US$ 139,4 millones, 114,6% superior al año anterior.

La participación de YPF Luz en la capacidad instalada del Mercado a Término de Energías Renovables (MATER) alcanzó un 35%, aumentando 6,1% respecto a 2021, debido a la entrada en operación del Parque Eólico Cañadón León a partir de diciembre 2021. A su vez, la cuota de participación de YPF Luz en la energía vendida alcanzó el 38%, 16,5% superior en 2022, siendo la compañía con mayor participación en el mismo. Esto demuestra la eficiencia de los parques eólicos de YPF Luz respecto de la media del mercado de generación renovable y la confianza de las empresas del mercado industrial argentino en el abastecimiento de nuestra energía.

El factor de carga promedio de los parques renovables de YPF Luz en 2022 fue de 52,7%, destacándose particularmente la eficiencia del Parque Eólico Manantiales Behr, que fue distinguido por CAMMESA por obtener el mayor factor de capacidad del país: 59,8% anual.
En cuanto a los nuevos proyectos, la compañía informó un grado de avance de 86,5% en la construcción del Parque Solar Zonda, de 100MW en la Provincia de San Juan, cuyo inicio de operaciones estima para el segundo trimestre de 2023. Asimismo, confirmó la aprobación de Directorio para el inicio de la obra del Parque Eólico General Levalle, en la Provincia de Córdoba, el cual contará con una capacidad instalada de 155MW y cuyo inicio de operaciones se estima para fines de 2024.

ACERCA DE YPF LUZ

YPF Luz (YPF Energía Eléctrica S.A.) es una empresa líder en generación de energía eléctrica en el país que opera desde 2013. Actualmente la compañía tiene una capacidad instalada de 2.483 MW que provee al mercado mayorista e industrial, y está construyendo otros 255 MW. YPF Luz tiene como misión generar energía rentable, eficiente y sustentable, que optimiza los recursos naturales para la producción de energía térmica y renovable. Para obtener más información, visite www.ypfluz.com

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YPF Luz alcanzó un EBITDA de U$S 398 M en 2022. Tiene 35% de participación en el MATER

YPF Luz, anunció sus resultados del cuarto trimestre de 2022 señalando que alcanzó un EBITDA (beneficio bruto, antes de impuestos y amorizaciones) de U$S 398 millones en el año, superando en 24% lo registrado en 2021. Las inversiones anuales alcanzaron los 146 millones de dólares, 5,6% superiores a 2021.

Los ingresos del año fueron de U$S 484,5 millones, 9,8% superiores a 2021, mientras que el resultado neto alcanzó los 139,4 millones de dólares, 114,6% superior al del año anterior.

La participación de YPF Luz en la capacidad instalada del Mercado a Término de Energías Renovables (MATER) alcanzó un 35%, aumentando 6,1% respecto a 2021, debido a la entrada en operación del Parque Eólico Cañadón León a partir de diciembre 2021.

A su vez, la cuota de participación de YPF Luz en la energía vendida alcanzó el 38%, lo cual es 16,5% superior en 2022, siendo la compañía con mayor participación en ése renglón.

“Esto demuestra la eficiencia de los parques eólicos de YPF Luz respecto de la media del mercado de generación renovable y la confianza de las empresas del mercado industrial argentino en el abastecimiento de nuestra energía”, afirmó la compañía.

El factor de carga promedio de los parques renovables de YPF Luz en 2022 fue de 52,7%, destacándose particularmente la eficiencia del Parque Eólico Manantiales Behr, que fue distinguido por CAMMESA por obtener el mayor factor de capacidad del país: 59,8% anual.

En cuanto a los nuevos proyectos, la compañía informó un grado de avance de 86,5% en la construcción del Parque Solar Zonda, de 100MW en la Provincia de San Juan, cuyo inicio de operaciones se estima para el segundo trimestre de 2023.

Asimismo, la empresa confirmó la aprobación de Directorio para el inicio de la obra del Parque Eólico General Levalle, en la Provincia de Córdoba, el cual contará con una capacidad instalada de 155MW y cuyo inicio de operaciones se estima para fines de 2024.

Acerca de YPF Luz
YPF Luz (YPF Energía Eléctrica S.A.) es líder en generación de energía eléctrica en el país que opera desde 2013. Actualmente la compañía tiene una capacidad instalada de 2.483 MW que provee al mercado mayorista e industrial, y está construyendo otros 255 MW.
Más información en www.ypfluz.com

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Wintershall Dea inició el primer almacenamiento de CO2 en el Mar del Norte danés

La captura y almacenamiento de carbono (CAC) desempeñará un papel clave en la lucha contra el cambio climático en todo el mundo y también en Europa. Ante este escenario, Dinamarca está liderando este proceso y asumiendo un papel pionero entre los países europeos con el Proyecto Greensand, al haberse iniciado ya el primer almacenamiento de dióxido de carbono (CO2) en un yacimiento del mar del Norte danés, el cual cuenta con la participación de Wintershall Dea.

En base a esta nueva iniciativa, Mario Mehren, director general de Wintershall Dea, expuso: “El Proyecto Greensand supone un salto hacia adelante en el desarrollo de una infraestructura de CAC a escala europea y, por tanto, para la protección del clima”. “Estamos demostrando que es posible transportar y almacenar CO2 de forma segura y confiable a través de las fronteras nacionales, y que haciéndolo ya podremos contribuir a un mañana descarbonizado en un futuro próximo. Junto con nuestros socios, somos pioneros en esta tecnología que cambia las reglas del juego», señaló en la ceremonia oficial de hoy, por el primer almacenamiento de CO2 en Esbjerg, Dinamarca.

Fue el príncipe heredero danés Frederik quien inició la primera inyección de CO2 en Dinamarca. Lars Aagaard, ministro danés de Clima, Energía y Servicios Públicos, también estuvo presente en la ceremonia y Ursula von der Leyen, presidenta de la Comisión Europea, pronunció un discurso por video.

El proyecto

El Proyecto Greensand figura entre las iniciativas de CAC más avanzadas de la Unión Europea (UE). Por primera vez, toda la cadena de valor de la CAC (captura, transporte y almacenamiento) se aplicará de forma transfronteriza.

A principios de abril de 2023, las emisiones residuales de una planta industrial belga, que en conjunto representan hasta 15.000 toneladas de CO2, se almacenarán durante la fase de demostración en curso. El yacimiento petrolífero agotado de Nini West, en el mar del Norte danés, servirá como lugar de almacenamiento del CO2.

Para 2025 o 2026, podrían almacenarse 1,5 millones de toneladas de CO2 al año. En la fase final de ampliación, prevista para 2030, los planes prevén almacenar hasta 8 millones de toneladas de CO2 al año. Esto supone más del 13% de las emisiones anuales totales de Dinamarca. El objetivo es almacenar sobre todo las emisiones industriales que no puedan evitarse en el futuro.

Sobre esto, Hugo Dijkgraaf, miembro del directorio ejecutivo y Chief Technology Officer (CTO) de Wintershall Dea, manifestó: «Estoy orgulloso de que nuestro equipo contribuya de manera decisiva al éxito de este proyecto pionero y, con ello, demuestre que la compañía es capaz de desarrollar CAC». «Nuestro éxito se basa en los conocimientos que hemos adquirido en más de 120 años de producción de gas y petróleo, así como en nuestra experiencia geológica y de ingeniería. Y pretendemos aprovechar esta base para nuestros otros proyectos de CAC en otros países, tales como Noruega, los Países Bajos y el Reino Unido”, precisó.

Wintershall Dea es uno de los principales miembros del consorcio Greensand. Además de esta empresa, el proyecto también lo lleva a cabo INEOS Energy, en calidad de operador. Asimismo, participan otros más de 20 socios, desde empresas emergentes e institutos independientes hasta GEUS (Servicio Geológico de Dinamarca y Groenlandia), institución dependiente del Ministerio danés de Clima, Energía y Servicios Públicos. El gobierno danés apoya el proyecto con un total de 26 millones de euros de financiación pública.

El transporte de CO2

El transporte del CO2 desde Bélgica y Dinamarca ha sido posible gracias a un acuerdo bilateral que estos dos países firmaron el año pasado. «Para que el Proyecto Greensand y otros proyectos de CAC en el Mar del Norte se lleven a cabo con éxito, los responsables políticos deben establecer el marco normativo adecuado», señaló Dijkgraaf. «Ya se han dado los primeros pasos. Ahora necesitamos más acuerdos bilaterales para vincular las industrias intensivas en emisiones a los depósitos de CO2 del Mar del Norte», explicó.

Para Wintershall Dea, Greensand es un proyecto pionero de CAC. Mediante proyectos de CAC e hidrógeno bajo en carbono, la empresa prevé evitar anualmente hasta 30 millones de toneladas de CO2 a partir de 2040. Esto representa una parte sustancial de las emisiones residuales previstas en Alemania para aquel entonces.

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, Redaccion EconoJournal

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FORD ARGENTINA INVIERTE 80 MILLONES DE DÓLARES PARA LA FABRICACIÓN DE NUEVOS MOTORES DE ÚLTIMA TECNOLOGÍA EN PLANTA PACHECO

Durante una reunión con Sergio Massa, ministro de Economía, Ford anunció una nueva inversión en el país de 80 millones de dólares, mayormente destinada a la fabricación en Argentina nuevos motores de última tecnología cuya producción comenzará durante 2024. Con este anuncio, la inversión total para la producción de la próxima generación de Ranger en Argentina totaliza 660 millones de dólares. Con un 70% de la producción exportada desde Planta Pacheco hacia otros mercados de América Latina, Ford Ranger es un referente del segmento de pick-ups medianas en la región. Buenos Aires, 6 de marzo del 2023.- Daniel Justo, presidente […]

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Empleo privado: suba de 2 dígitos en Catamarca, La Rioja y Neuquén

En los distritos NOA, el aumento en los puestos fue alentado por la minería y la construcción, respectivamente. En el patagónico: Vaca Muerta. En la comparación interanual, 23 de las 24 jurisdicciones subnacionales mostraron incrementos en diciembre pasado en materia de creación de empleo registrado en el sector privado, aunque con “significativos desvíos en las tasas de crecimiento”. En esa línea, y en sintonía con el desempeño de los meses previos, Catamarca reflejó en ese mes la mayor suba del país (17,5%), seguida por La Rioja (10,8%) y Neuquén (10,1%), lo que las convirtió en “las únicas jurisdicciones con alzas […]

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Presentan una obra clave para llevar el gas de Vaca Muerta a los proyectos mineros del NOA

Los emprendimientos metalíferos y litíferos en el Noroeste del país elevarán la curva de demanda de gas. La reversión del Gasoducto del Norte y una obra complementaria vital abren las puertas a Vaca Muerta. El proyecto del gasoducto Vicuñas tiene por objetivo incrementar la oferta de gas en toda la zona minera de la Puna argentina. El desarrollo de la minería en las provincias de Catamarca, Salta y Jujuy requiere de nuevas fuentes de energía. El gasoducto actual se encuentra al límite de su capacidad, las plantas fotovoltaicas pueden ser un paliativo, pero es prioritario el trazado de un nuevo […]

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Prorrogan permiso de exploración a YPF y Equinor en área offshore del Mar Argentino

Es para la exploración de hidrocarburos en Cuenca, Norte Argentino. Se examinan un total de 18 zonas costeras. Mediante la resolución 123/2023 publicada hoy en el Boletín Oficial, el Ministerio de Energía prorrogó hasta 2025 la autorización a las empresas YPF y Equinor para explorar en busca de hidrocarburos en un bloque de 8.965 kilómetros cuadrados ubicado al norte de la Cuenca Argentina Norte, en la frontera marítima entre Argentina y Uruguay. Estas concesiones fueron aprobadas en mayo de 2019 por la administración nacional anterior y formaron parte del otorgamiento de permisos de exploración para la búsqueda de petróleo y […]

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Un nuevo descubrimiento offshore en Namibia confirma el potencial de Argentina

El consorcio Shell y Qatar Energy anunció su tercer descubrimiento en estas costas, que conservan una importante similitud geomórfica con el litoral bonaerense. Con su tercer gran descubrimiento de petróleo en tan solo un año, Namibia se ha establecido como una gran promesa en alta mar y está atrayendo a Argentina con la similitud de la geología de sus costas. El pasado lunes, el consorcio integrado por Shell (45%), Qatar Energy (45%) y Namcor (compañía petrolera nacional de Namibia) anunció la llegada desde el pozo Jonker-1X a 270 millas mar adentro. Para localizar el material orgánico que se buscaba en […]

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Feria PDAC: Santa Cruz fue reconocida en Canadá por ser la provincia que más empleo femenino genera en minería

El Gobierno Provincial se encuentra presente en Canadá en la Feria de Minería más importante del sector con una comitiva encabezada por la ministra de la Producción, Silvina Córdoba. Durante la primera jornada se concretó el Argentina Day, donde Santa Cruz se presentó como la principal productora de oro y plata del país, lo cual denota su potencial económico y productivo. Asimismo, en ese marco la provincia recibió una distinción por ser una gran generadora de empleo femenino en el sector minero. La ministra de Producción, Silvina Córdoba; el presidente de FOMICRUZ, Esteban Tejada; el secretario de Minería, Gerardo Terraz; […]

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Doce nuevas designaciones en el gobierno nacional

El Boletín Oficial de este martes 7 de marzo de 20223 publica las oficializaciones de designaciones de al menos 12 funcionarios. La lista completa. Esta es la lista de oficializaciones de designaciones de parte del gobierno nacional, en el tramo final de su gestión. Queda en evidencia el blanqueo de nombramientos que se hacen como excepción a requisitos que están en la normativa. La lista completa es la siguiente: – Vía excepción. Magister David CHAGOYA GARCIA (D.N.I. N° 19.024.680) en el cargo de Director Nacional de Relaciones Fiscales con las Provincias de la SUBSECRETARÍA DE RELACIONES CON PROVINCIAS de la […]

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Gasoducto Vaca Muerta: Sergio Massa suma créditos de la CAF para completar la obra

El Gobierno busca cumplir con la fecha del 20 de junio para el gasoducto y asegura dólares para nuevas etapas. Cómo es la asistencia del Banco de Desarrollo de la región, la ex Corporación Andina de Fomento. El Gobierno busca que se cumpla el plazo para la puesta en marcha el próximo 20 de junio del primer tramo del gasoducto Néstor Kirchner en Vaca Muerta, clave para el autoabastecimiento energético pero también para el ahorro de divisas y la generación de exportaciones de gas. En ese marco, el ministro de Economía, Sergio Massa, se reunió en Chile con el directorio […]

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Petronas e YPF analizaron los próximos pasos de su megaproyecto de GNL

Pablo González, director general de YPF, y Tengku Muhammad Taufik, presidente y director general de Petronas, sostuvieron un encuentro con Flavia Royon, secretaria de energía. Pablo González, director general de YPF, y Tengku Muhammad Taufik, presidente y director general de Petronas, se reunieron hoy con Flavia Royon, secretaria de Energía, para analizar los próximos pasos en el desarrollo del proyecto de producción de gas natural licuado (GNL) en Argentina. En septiembre del año pasado, YPF y Petronas firmaron un memorando de entendimiento para la construcción de la primera planta de producción de GNL, que permitirá al país convertirse en un […]

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Se encuentra abierta la inscripción de empresas a las Rondas de Negocios Multisectorial EVENPa2023

Comenzó a nutrirse con participantes de todo el país el listado de empresas que estarán en las rondas de Negocios EVENPa2023 que se desarrollarán de forma presencial los días 13, 14 y 15 de abril en Puerto Madryn.   Con gran nivel de reservas de stands e inscripciones se augura nuevamente un ambiente de trabajo ideal para desarrollar los encuentros y concretar los contactos en un marco empresarial, productivo y multisectorial donde las las grandes empresas tractoras de la región y más de un centenar de PyMEs de todo el país se encontrarán en un mismo lugar durante tres días […]

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Grandes petroleras mantienen la calma a la hora de invertir en renovables debido a la subida de los costes de capital

Las compañías petroleras internacionales (IOC, por sus siglas en inglés) son cautelosas a la hora de invertir en proyectos de energía de bajas emisiones debido al creciente costo del capital, lo que reduce su rentabilidad en relación con los proyectos de petróleo y gas de ciclo corto. A esto se suma la incertidumbre en torno a las materias primas, según Marlen Shokhitbayev, gerente de calificaciones corporativas de Scope Ratings. El analista explica que el impacto de la inflación en los últimos 18 meses ha provocado un estancamiento en la política monetaria y un aumento en las tasas de interés, lo […]

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Nueva licitación en Puerto Rico promete hidrógeno verde al 2050

La Autoridad de Alianzas Público-Privadas de Puerto Rico (APPPR) lanzó este mes un proceso de Solicitud de Calificaciones (RFQ) para un proyecto de LNG a hidrógeno verde con ciclo combinado.

Todas las partes interesadas pueden acceder a consultar las adendas de este proceso que ya se encuentran publicadas en el sitio web de la Autoridad https://www.p3/pr.gov 

En líneas generales, el proyecto resultante se prevé que tenga una capacidad de aproximadamente 300 MW y que cuente con tecnología, como ser de turbina de gas/turbina de vapor de ciclo combinado, que permita el aprovechamiento de múltiples combustibles, incluidos gas natural, combustible de petróleo y combustible de mezcla de hidrógeno.

Respecto a la sostenibilidad del combustible se hace la salvedad que la tecnología deberá tener la capacidad y las disposiciones para la conversión futura de dicha mezcla de combustible de hidrógeno, siempre que:

(a) dicha fuente de combustible pueda demostrar ser compatible, disponible y aceptable según todas las leyes y reglamentos de cumplimiento aplicables, y

(b) para 2050, dicho hidrógeno quemado sea hidrógeno verde, según lo definido por los estándares de la industria aplicables

La empresa o consorcio que cumpla aquellos requerimientos y resulte adjudicada accederá a un contrato de asociación publico-privada (PPP) a largo plazo con la APPPR y la Autoridad de Energía Eléctrica (AEE). 

Aún hay tiempo de participar. La próxima fecha comprometida en el calendario de este proceso es el 27 de marzo de 2023, día límite para la presentación de solicitudes de aclaración («RFC») con respecto a esta RFQ por parte de los posibles participantes.

Posteriormente, el 10 de abril de 2023 será fecha para la presentación de SOQ (a más tardar a las 5:00 p. m. AST) y si bien se contemplan etapas intermedias, la siguiente fecha clave será el 17 de mayo de 2023 cuando se estima que será la notificación a los calificados.

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Propuesta normativa podría propiciar prorrogas en la licitación PEG-4 de Guatemala

El Administrador del Mercado Mayorista (AMM) ha trabajado una propuesta de modificación normativa que podría repercutir sobre la Licitación Abierta PEG-4-2022.

Esta iniciativa contemplaría la introducción de sistemas de almacenamiento en baterías en centrales de generación, lo que le permitirá a los agentes generadores poder tener potencia almacenada adicional a la energía generada para poder entregar en las horas de demanda máxima.

Al respecto, es preciso recordar que la AMM emite un certificado de oferta firme eficiente si se respeta la entrega de energía y potencia en las horas de demanda máxima, y esta condición se cumpliría en caso de incorporarse almacenamiento en centrales variables.

¿Cómo repercutiría en la Licitación? Trascendió la posibilidad de que se prorroguen por dos meses las fechas comprometidas en el calendario de la licitación de modo que se dé tiempo a que los oferentes que así lo necesiten, puedan ajustar sus proyectos a la nueva normativa.

Según pudo saber Energía Estratégica, esa propuesta normativa que está en desarrollo podría socializarse con los agentes del mercado en esta primera quincena de marzo para que se emitan los comentarios respectivos y realizar modificaciones necesarias antes de que el AMM la envie a consideración de la Comisión Nacional de Energía Eléctrica (CNEE) y esta la pueda aprobar.

En caso de que logre la conformidad de todas las partes interesadas, las distribuidoras vinculadas a esta licitación podrían contemplar ajustarse a aquellos tiempos de publicación de la modificación normativa y la aprobación por parte de la CNEE, ampliando los tiempos de esta convocatoria hasta que las modificaciones queden firmes antes de que los oferentes entreguen su oferta en la licitación.

Esto lo que permitirá es que los oferentes que quieran hacer la inversión en una planta solar o una eólica nueva, donde las ofertas de energía alcanzan el tope de 40 MW máximo de capacidad equivalente en los proyectos, puedan incorporar baterías y el hecho de poner un sistema de almacenamiento les iría a permitir ya no solo participar por los 40 MW que definen las Bases de la Licitación sino también participar con la potencia adicional que podrán entregar a partir de su sistema de almacenamiento.

De querer garantizar aquello el calendario de la convocatoria debería modificarse para aplazar algunos hitos del proceso de licitación. En el caso de que sea de dos meses la prórroga, la fecha límite para la presentación de ofertas técnicas que se había fijado para el 31 de mayo podría desplazarse al 31 de julio.

Otra observación sobre el calendario es que la evaluación de las ofertas económicas planeada para el 6 de julio también podría modificarse para llevarse a cabo en septiembre junto con la adjudicación que deberá ser en el mismo mes.

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El Ministerio de Energía de Chile puso a consulta un nuevo reglamento de potencia

El Ministerio de Energía de Chile publicó una nueva versión del borrador del reglamento de transferencia de potencia de Chile, que reemplazará el actual Decreto Supremo Nº 62/2006 y que estará en consulta pública hasta las 23:59 horas del lunes 27 de marzo del corriente año, en la que podrán participar toda persona natural así como las organizaciones sociales, ONGs, empresas, universidades u otras organizaciones interesadas. 

El reglamento tiene por objeto establecer las metodologías, procedimientos y criterios aplicables para determinar las transferencias de potencia que resulten de la coordinación de la operación a que se refiere el artículo 72°-1 de la Ley General de Servicios Eléctricos, entre los participantes del balance de potencia.

Pero para conocer más a fondo qué propone este nuevo reglamento y cómo afecta al sector de las energías renovables en Chile, Energía Estratégica dialogó con Daniela González, experta en regulación del sector energía y derecho administrativo y fundadora de la Consultora Domo Legal.

Entre los principales cambios con el régimen transitorio, se destaca la extensión del plazo para la entrada en vigencia del reglamento en cuestión a 5 años, como también la aplicación de la tabla del reconocimiento de potencia inicial hacia los sistemas de almacenamiento de energía (SAE), ya sean puros o stand alone. 

“Esa incorporación de los SAE al reconocimiento de potencia y al régimen transitorio pone interesantes incentivos al desarrollo de esta tecnología que sabemos es muy necesaria en el Sistema Eléctrico Nacional”, manifestó González. 

A cada unidad generadora o SAE se le adjudicará una potencia de suficiencia. Mientras que a cada participante del balance de potencia que posea compromisos de potencia con clientes libres o empresas distribuidoras, asociados a contratos de suministro destinados a tales efectos, se le asignarán retiros de potencia. 

En el caso de que una unidad generadora que incluya un componente de almacenamiento, la potencia inicial de la central renovable con capacidad de almacenamiento corresponderá a la suma de la potencia inicial del SAE y la potencia inicial de la componente de generación, calculada de acuerdo a la alternativa metodológica a la que haya optado.

“Mientras que el segundo grupo de modificaciones importantes refiere a la implementación del nuevo régimen y ahí se hizo lo ya anunciado en la mesa de trabajo creada para tal fin. Se alarga el periodo de implementación y se deja una opción a ciertas centrales o tecnologías para que opten por el régimen anterior por 15 años”, explicó la especialista. 

“En ese sentido creo que el texto recoge preocupaciones expresadas por distintos gremios e intenta generar consensos en torno a la propuesta. Aunque me parece que las reservas e incertidumbres se mantienen de parte de las muchas empresas renovables”, agregó. 

Con ello, la fundadora de la Consultora Domo Legal señaló que es un texto que sigue una ruta de continuidad de lo iniciado anteriormente, pero que abre la gran incógnita de si es la reforma que el sector requiere y si hay consenso más allá de la necesidad de incentivar la incorporación del almacenamiento. 

“Hay aspectos muy interesantes en la propuesta y valorados como el objetivo de suficiencia pero llama la atención que, habiéndose anunciado que se estudiará la reforma al mercado de corto plazo que obviamente tocará el mercado de la energía, no se crea necesario sumar a esa discusión el tema del pago por capacidad y además abordar la problemática que inicio esta iniciativa y era como incentivar y remunerar la flexibilidad u otros atributos que necesita el sistema”, concluyó.

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ANES valora el avance del Plan Sonora como pieza clave de la transición energética justa

El pasado 2 de febrero se realizó en Puerto Peñasco la presentación del Plan Sonora, que integrará la planta de energía solar más grande de América Latina y la séptima en el mundo.

Desde el Gobierno mexicano anunciaron que ya han comenzado las pruebas con el objetivo de que entre en operación comercial para el 21 de abril. La Comisión Federal de Electricidad (CFE) avanza en la primera etapa del proyecto que adiciona 300 MW de capacidad.

En su etapa final, abordará una superficie de 2 mil hectáreas donde alojará una capacidad de 1 GW.

En este marco, representantes de la Asociación Nacional de Energía Solar (ANES), brindan la posición institucional del Plan en diálogo con Energía Estratégica

“Todo lo que sea inversión verde hacia el país, siempre va a ser bienvenida con muy buenos ojos. Sin inversión no se mueve la economía interna de los países de América Latina, por ello, lo consideramos un gran detonador”, explica José Celis, secretario de Organización de ANES.

Además, resalta: “Hay inversión privada en juego: muchas empresas se ven beneficiadas de las compras que realiza la Comisión Federal de Electricidad (CFE) para montar el proyecto. Eso es algo fantástico porque genera un montón de empleo directo e indirecto”.

En efecto, el gobernador de Sonora, Alfonso Durazo Montaño, anunció la creación de un centro binacional para el desarrollo de semiconductores, en conjunto con la Universidad de Arizona y Conacyt, con lo cual la entidad tendrá una ventaja competitiva frente a otros estados de la frontera.

Bajo esta promesa, para Dulce Guevara, secretaria de Inclusión y Género en ANES es importante sentar las bases para que el sector se torne más diverso: “Nos interesa incorporar la perspectiva de género y las juventudes en la industria. Tenemos una cadena de valor que necesita urgente dejar atrás la predominancia masculina y emplear a más mujeres”. 

“Abre la puerta para empezar a debatir qué entendemos por transición energética justa entre los distintos actores de la sociedad y cómo se distribuyen los costos y los beneficios de dicha transición”, agrega.

Los objetivos del Plan Sonora planteados por la CFE

Impulsar el crecimiento económico de los sectores agropecuario, industrial y de servicios de Puerto Peñasco, Caborca y San Luis, Río colorado en Sonora, así como de Ensenada, Tecate, Tijuana y Mexicali en Baja California.
Contribuir con el cumplimiento de compromisos adquiridos por México relacionados a la lucha contra el cambio climático.
Abatir el déficit de generación del Sistema Baja California (SBC).
Respaldar la operación de la CFV Puerto Peñasco, con un Sistema de Almacenamiento de Energía a base de baterías de 12 MW y 60 MW para dos horas de operación y un condensador sincrónico en la Secuencia II que dará robustez a la central.
Beneficiar a una población de 1,6 millones de consumidores (Aproximadamente 536.000 hogares promedio) y disminuir los costos de producción.

Millonaria inversión requerida

El canciller Marcelo Ebrard, Secretario de Relaciones Exteriores de México, precisó que el plan, que requerirá una inversión de aproximadamente 48 mil millones de dólares, contempla varios proyectos como la extracción de litio, producción de baterías de litio, creación de autopartes para vehículos eléctricos, entre otros.

Según algunos actores del sector privado, se trata de una cantidad de dinero muy importante para el país pero que no tiene la tecnología necesaria para llevarlo adelante. 

En este sentido, Celis destaca: “Se trabaja con inversión extranjera pero sin préstamos. Ha habido la queja de algunos empresarios, que sugieren endeudarse para acabar el proyecto más pronto. Sin embargo, el actual gobierno prometió no contratar deuda ”.

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8M: ¿Qué rol ocupan las mujeres en el sector energético de Argentina?

Si bien el rol de la mujer avanzó progresivamente en el sector energético nacional, tanto en el ámbito privado como público, aún hay mucho trabajo por hacer, ya que uno de cada diez puestos de los tomadores de decisión en empresas de generación eléctrica, son mujeres. 

En el marco del Día Internacional de la Mujer, Energía Estratégica conversó con Cecilia Giralt, cofundadora y miembro de la comisión directiva de la Asociación de Mujeres en Energías Sustentables (AMES), para conocer cómo evoluciona  este tema  en el país, las oportunidades existentes y las barreras que aún restan afrontar. 

“Las mujeres tienen una mayor participación en empresas pequeñas y medianas en energías renovables y vemos que cada vez hay más fuerza de cambio en este sentido.  Somos las  mujeres las que estamos traccionando esta transición energética. Incluso, hay un rol participativo muy activo, principalmente en el hidrógeno verde, lo cual es un dato positivo y esperanzador porque hay mucha masa de una generación joven que tiene otro grado de conciencia, de importancia y de trabajo técnico, en el rol que la energía limpia tiene que tener para descarbonizar las matrices productivas y energéticas a nivel global” manifestó Giralt.

“En la medida que haya más mujeres en cargos directivos o con poder de decisión, como es el caso de la secretaria de Energía de la Nación, Flavia Royón, habrá más oportunidades genuinas para romper los paradigmas y estereotipos que nos han llevado a que hoy tengamos que conversar sobre esta brecha”, agregó. 

Esto se ve reflejado en el último informe del Banco Interamericano de Desarrollo, titulado Género y Energía en Argentina: La participación de las mujeres en el sector de generación eléctrica”, elaborado en colaboración con AMES,en el cual se mostró que la participación más equitativa en el subsector de generación de energía tiende a aumentar la eficiencia de las empresas. 

Asimismo el informe reflejó que a nivel mundial, la tasa de participación de las mujeres en energía renovable es en promedio  alrededor del 32%, aunque a nivel regional, se observó que en las empresas de servicios de electricidad, gas y agua de la Argentina en el año 2019 fue de un 17%, estando por debajo del promedio de América Latina y el Caribe (21%). 

Estos datos demuestran que todavía existen barreras para lograr más equidad en términos de género. Quizás una de las más importantes son las culturales, convocando a la sociedad toda a trabajar en cambios de paradigmas y estereotipos , principalmente en la formación temprana y en los niveles de los colegios secundarios. Esto ayudará a que más jóvenes puedan elegir y acceder a a carreras STEM.

“Falta mucho camino para recorrer, pero en cuanto el velo se corra y la cultura se abra hacia esa diversidad, se ocuparán más puestos por parte de mujeres en niveles de decisión.Las mujeres aportamos mucho en la toma de decisiones, sobre todo cuando tenemos que resolver problemas complejos, ya que somos muy creativas y nuestra mirada a esos problemas es circular, no lineallo cual nos da la posibilidad de implementar soluciones alternativas que muchas veces no suelen ser pensadas en los ámbitos formales”, aseguró la cofundadora de AMES. 

“Para ir achicando esta brecha,  sería positivo que las empresas tambien implementen planes de acción y políticas integrales en los cuidados del hogar no remunerados, tanto para  hombres y mujeres. Estoayudaría a sentar las bases formales del cambio cultural que comentamos, ya que las tareas de cuidado en el hogar y la familia serían  equitativas, El permitir que el papá pueda tener mayor participación en el cuidado de sus hijos y compartir con ellos actividades escolares es un cambió importante que tenemos que empezar a generar en la sociedad, lo cual nos va a permitir comenzar a diluir paulatinamente esas barreras.”, continuó. 

Las iniciativas de AMES

Como aliadas WEPs (Women Empowerment Principles) de ONU Mujeres, AMES adhiere a los 7 principios de empoderamiento de la mujer. 

La Asociación, fundada en 2019, busca trabajar en la comunidad tratando de potenciar las capacidades de  las personas, sin distinción de género, por lo que en el año 2022, lanzó la propuesta “Comunidad Ames”, un espacio de trabajo voluntario y organizado que convoca a hombres y mujeres alineados con la misión de AMES. El espacio está organizado en distintas mesas de trabajo, cuyo objetivo es avanzar en acciones y proyectos concretos que generen impacto en la sociedad, 

“Las mesas que tenemos activas hasta el momento son: Evaluación de Políticas y Programas de Género aplicados a la Energía, Observatorio de Género, Proyectos técnicos y de Innovación y Espacios de Capacitación y Sensibilización. La idea es trabajar en proyectos concretos y en alianzas con otros actores, para lograr un impacto que ayude en este cambio cultural“, explicó Giralt. 

“Asimismo estamos articulando un programa de pasantías en colaboración con empresas privadas del sector, para acercar más jóvenes a la experiencia laboral temprana. Pensamos que eso es el semillero para la inserción laboral de más mujeres”, agregó.  

“Ojalá que dentro de muy poco tiempo, hayamos superado esta brecha, y nuestras conversaciones estén centradas en el talento humano y cómo desarrollar mejor su potencial”, concluyó.

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La UPME lanzó un aviso sobre la selección en el proceso de asignación de capacidad de transporte 2022-2023

“Se informa a todos los interesados en el Proceso de Asignación de Capacidad de Transporte 2022-2023, en el marco de la Resolución CREG 075 de 2021 y sus modificatorias y de la Resolución UPME 528 de 2021, que han sido notificados a través de la Ventanilla Única, que esta Unidad es consciente de que, para la revisión de la conformidad de la decisión adoptada en cada caso, es necesario conocer información referente al “Modelo de Asignación de Capacidad de Conexión – MACC” según la Circular UPME 057 de 2022”, anunció la UPME.

Y propuso: “Así las cosas, a fin de garantizar el debido proceso que rige todas las actuaciones administrativas, el término para interponer los recursos de que trata el artículo 74 del Código de Procedimiento Administrativo y de lo Contencioso Administrativo frente a las decisiones notificadas, sólo empezará a contar desde el momento en que se publique dicha información, lo cual se comunicará mediante circular externa”.

“En tal sentido, la información en cuestión será publicada en la Ventanilla Única, a través de la siguiente ruta y link:  www.upme.gov.co > Trámites y servicios > Proceso de conexiones > Asignación de capacidad proyectos clase 1 – Año 2022 – https://www1.upme.gov.co/ServicioCiudadano/Paginas/Proceso-de-conexiones.aspx ”, precisó la entidad.

Y adelantó: Conforme a lo dispuesto en el numeral 6.2 de la circular UPME 057 de 2022, la Unidad publicará la siguiente información:

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Avances de las renovables y Estrategia Nacional de Hidrógeno Verde confirman interés de diferentes países por Panamá

Durante la reciente convención Our Ocean 2023, la Secretaría Nacional de Energía (SNE) concretó una intensa agenda de reuniones para el impulso de las renovables y el hidrógeno verde como combustible sostenible para la industria marítima en la esfera de la economía azul.

Junto a la Ministra de Relaciones Exteriores de Panamá, Janaina Tawaney Mencomo, el secretario de Energía Jorge Rivera Staff conversó sobre los avances de la Agenda de Transición Energética (ATE) con el enviado especial de Estados Unidos para el Clima, John Kerry, y la embajadora de EE.UU. en Panamá, Mari Carmen Aponte, quienes mostraron su entusiasmo por la visión panameña en cuanto a las energías limpias.

De igual manera, durante la plenaria: «Decarbonizing Shipping: A Pathway to Achieve the Paris Climate Goals and Green Economies», Descarbonización del transporte marítimo: Un camino para lograr los objetivos climáticos de París y las economías verdes, el Secretario Rivera Staff amplió las metas y estrategias de la ATE y presentó las bondades del proyecto estratégico de hidrógeno verde que impulsa el Gobierno Nacional a través de la SNE. En este encuentro también participaron el primer ministro de Fiyi, Sitiveni Rabuka; el secretario general de la Organización Marítima Internacional, Kitack Lim; entre otros líderes/expertos del sector privado y público a nivel global, invitados a la Conferencia Our Ocean 2023.

Por otro lado, el Secretario y la Subsecretaria Rosilena Lindo sostuvieron una reunión con Nelson Mojarro, director de Innovación de la Cámara Marítima Internacional de Londres. También conversaron con los delegados de Portugal en relación a la Transición Energética y el potencial de Panamá para el transporte y logística marítima con visión hacia los corredores verdes. Asimismo, intercambiaron actualizaciones y proyecciones con Jan-Christoph NapiersKi, del Mckinney Moller Center for Zero Carbon Shipping.

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El avance de las mujeres en la industria energética está ocurriendo en México

De acuerdo con el estudio “Energía y Género” de la Agencia Internacional de Energía (IEA), las mujeres representan sólo el 22% de la industria energética global. Una tendencia de la cual México no está exentoya que el porcentaje de mujeres en el sector energético mexicano es apenas superior, con apenas el 28% de las posiciones ocupadas por mujeres.

Uno de los factores más importantes que han reducido la brecha de género en el sector es el acceso de la smujeres a la educación superior en carreras STEM (Ciencia,Tecnología, Ingeniería y Matemáticas). Según el informe “Las mujeres en Ciencias, Tecnología, Ingeniería y Matemáticas (STEM) en América Latina y El Caribe 2020” de ONU Mujeres y UNESCO (Organización de las Naciones Unidas para la Educación, la Ciencia y la Cultura), sólo el 35% de los estudiantes de carreras y programas  STEM son mujeres.

Sin embargo, existe una fuerte tendencia que podría revertir esta realidad en la industria. Por un lado, el estudio “Mujeres y niñas en STEM” del Instituto Mexicano para la Competitividad (IMCO) señala que en las últimas cuatro décadas la representación de las mujeres en las universidades se ha duplicado. El IMCO también asegura que en los últimos diez años 31 de 32 Estados de la República redujeron la brecha de género en programas educativos STEM.

A pesar de la tendencia positiva, el rito del cambio hacia la igualdad ha sido particularmente lento en la industria energética, y aún falta mucho por hacer para que la participación femenina tenga el mismo peso que la de los hombres. El mismo estudio indica que, de mantener la misma tendencia de la última década, tomaría 37 años incorporar a las mujeres restantes y cerrar por completo la brecha de género.

Por otro lado, es importante reconocer que existen ejemplos destacados de liderazgo femenino actualmente en la industria energética mexicana y el rol clave que juegan para reducir la brecha. Romina Esparza, Directora de desarrollo de Negocios para Energía e Industrias de Procesos en México, Centroamérica y el Caribe de Black & Veatch es uno de ellos, con una trayectoria de más de quince años en el sector. Actualmente, Romina está enfocada en impulsar proyectos de energías limpias y con enfoque en la descarbonización así como de infraestructura crítica que han hecho de Black & Veatch la empresa referente global en el sector.

Desde su posición, Romina Esparza ha contribuido a reducir la brecha de género, profundizando en México las políticas que han llevado a Black & Veatch ha conseguir por cuarto año consecutivo la puntuación perfecta en el Índice de Igualdad Corporativa de la Human Rights Campaign Foundation, la cual premia la diversidad, equidad e inclusión de las empresas:

“En Black & Veatch vivimos una cultura de inclusión que se ve reflejada en la conformación de nuestros equipos de proyectos. La diversidad no solo de género, sino cultural y generacional ha contribuido a que Black & Veatch se convierta en uno de los  referentes globales en proyectos de desarrollo de infraestructura crítica para la transición hacia modelos sustentables de energía, pero también en un promotor de la participación de las mujeres en puestos de liderazgo en el sector”, expresó Romina Esparza.

Este 8 de marzo, en el marco del Día Internacional de la Mujer, vale la pena reflexionar sobre el papel que tienen las empresas líderes del sector y sus directivos en impulsar espacios de participación de mujeres libres de discriminación o barreras de entrada asociadas al género. Las actividades que podrían beneficiarse más del talento femenino son innumerables, y generar una mayor vinculación entre industria y  las universidades para promover el acceso de más personas a un aprendizaje práctico centrado en las tendencias tecnológicas de la industria actual es una de las claves en este proceso.

Todas las partes que conforman a la industria energética tienen un mundo por ganar con la incorporación del talento de las mujeres, que en colaboración y competencia justa con sus contrapartes masculinos, impulsarán el futuro de la energía.

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Cuáles son las alternativas que prevén Chevron y Gunvor para reemplazar de forma definitiva el consumo de gas ruso en Europa

La guerra en Ucrania abrió el mercado europeo del gas natural al LNG de forma definitiva. Esta visión fue compartida por los directores ejecutivos de Chevron, una de las mayores petroleras norteamericanas, y Gunvor, uno de los referentes del mercado de traders, durante sus disertaciones en la jornada de apertura del CERAWeek 2023, el megaevento anual del sector energético estadounidense.

La apertura del mercado europeo forma parte de cambios estructurales de largo plazo en el mercado global del gas, según el CEO de Chevron, Mike Wirth. «Creo que los mercados de gas fueron cambiados estructuralmente por más tiempo», dijo. Europa no “volverá a depender del gas ruso”, añadió el directivo de la petrolera estadounidense.

Las exportaciones de gas natural licuado desde Estados Unidos lograron compensar en buena parte la caída de las exportaciones de gas de Rusia a Europa. El CEO de Gunvor, Torbjörn Törnqvist, resaltó el papel que EE.UU. jugará en el mercado global del gas en adelante.

El mundo no podrá vivir sin el LNG de Estados Unidos. Es el factor de equilibrio”, dijo Törnqvist.

Europa esta incrementando su capacidad instalada de regasificación, con nuevas terminales entrando en operación en Alemania y otros países. “Ahora tienen suficiente capacidad para importar el gas que dejarán de importar de Rusia probablemente para siempre, o al menos por mucho tiempo”, añadió el director ejecutivo de Gunvor.

La compañía suiza, uno de los principales traders de commodities del mundo, acaba de cerrar en EE.UU. un acuerdo preliminar con la productora de gas Chesapeake Energy para adquirir dos millones de toneladas de LNG anuales por 15 años a partir de 2027.

El Mediterráneo europeo también podría transformarse en un punto de producción y abastecimiento de gas importante para continente. El Mediterráneo oriental “ciertamente es una importante provincia de gas hoy en día”, dijo el CEO de Chevron. «Creo que es uno que crecerá, y tenemos la intención de ayudar a que eso suceda», añadió. Como opciones para explotar ese gas mencionó la construcción de gasoductos, la utilización de capacidad de licuefacción en Egipto o la utilización de instalaciones licuadoras de gas flotantes.

Spot y largo plazo

Los volúmenes y el destino de las exportaciones del LNG estadounidense registraron fuertes cambios el año pasado.

EE.UU. exportó más gas natural licuado a Europa en detrimento de Asia. Los premios pagados por los importadores europeos en el mercado spot derivaron en un redireccionamiento general de los cargamentos hacia el mercado europeo. Cheniere Energy, el principal exportador de LNG, exportó 638 cargamentos en 2022, de los cuales el 70% fue a Europa, dijo el director de operaciones de la compañía, Corey Grindal, en el marco de la CERAWeek.

No obstante, Cheniere anticipó que este año podría enviar más cargamentos a Asia. Una variable en esa proyección es la reapertura y reactivación de la economía en China. El gobierno chino proyectó un crecimiento económico de 5% en 2023. «China ha contratado una gran cantidad de volumen, y la forma en que China se recupere puede afectar realmente la capacidad de Europa de atraer esos volúmenes marginales», dijo Anatol Feygindel, director comercial de Cheniere.

Esta dependencia europea del mercado spot es la contracara de cierta reticencia a firmar contratos de gas licuado de largo plazo en los países europeos. En contraste, China es uno de los países que más contratos a largo plazo esta firmando con los exportadores estadounidenses.

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, Nicolás Deza

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Gremios petroleros reclaman una recomposición del 20% de los salarios para cerrar la última paritaria vigente

Representantes de los principales gremios petroleros del país se reunirán este mediodía en Buenos Aires con directivos de las empresas productoras de hidrocarburos que integran la Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos (CEPH) para cerrar la paritaria vigente, que va del 1 de abril de 2022 al 31 de marzo de 2023. Los sindicalistas piden un ajuste adicional de 20% sobre el acuerdo original.

La delegación sindical está integrada por Marcelo Rucci del poderoso sindicato petrolero de Neuquén; Claudio Vidal, del gremio petrolero de Santa Cruz; Jorge “Loma” Ávila, histórico referente sindical de Chubut; Julián Matamala del sindicato del Personal Jerárquico de Cuyo y Manuel Arévalo, secretario general del sindicato del Personal Jerárquico del Petróleo de Neuquén, Río Negro y La Pampa.

Negociación

El acuerdo paritario firmado el 20 de julio dispuso un incremento anual de 79 por ciento. Inicialmente significó una recomposición por sobre la evolución del IPC, pero a medida que la inflación se fue acelerando los gremios pidieron que se anticipen las cuotas del acuerdo original. Así fue como en noviembre acordaron adelantar a enero el aumento de 18,5%, que inicialmente estaba previsto pagarlo entre febrero y marzo, y pagar un bono de $100.000 en dos cuotas iguales en diciembre y febrero.

El bono se negoció en dos pagos con los salarios de diciembre y febrero, “como compensación del impacto que tuvo el impuesto a la ganancia sobre los salarios de los trabajadores hasta la firma del presente”. También, se contempló incrementar el monto correspondiente a la vianda a $ 65.000 pesos a partir de noviembre de 2022 y hasta marzo de 2023.

El acuerdo dejó explicitado que las partes se reunirían en marzo “a efectos de analizar las variables económicas y la variación del Índice de precios al consumidor (IPC) elaborado por el Indec a nivel nacional por el período abril de 2022 a marzo de 2022, a efectos de realizar las adecuaciones que pudieran corresponder”. Ese punto es el que se negocia este martes. Los gremios piden un 20% adicional para redondear una recomposición del 100% a tono con la inflación del período.

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, Redaccion EconoJournal

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YPF y Equinor se preparan para la exploración offshore en Argentina

En el marco de la conferencia anual de energía CeraWeek, en Houston, que reúne a las principales empresas del sector a nivel mundial, el presidente de YPF, Pablo González, y el presidente y CEO de Equinor, Anders Opedal, mantuvieron un encuentro privado, siendo la primera vez que las máximas autoridades de ambas compañías mantienen una reunión a este nivel.

Durante el encuentro, analizaron la evolución de los proyectos que desarrollan en el país, “especialmente destacaron que la plataforma offshore de Argentina es una de las menos exploradas del mundo, y que cuenta con un gran potencial para el crecimiento económico del país”, comunicó YPF.

Equinor opera en 36 países, emplea a más de 21.000 personas y está presente en Argentina desde 2017 a través de su asociación con YPF en Vaca Muerta.

De la reunión también participaron el CEO de YPF, Pablo Iuliano, Jannicke Nilsson, vicepresidenta Ejecutiva de Sustentabilidad, y Philippe Mathieu, vicepresidente de producción y Exploración internacional.

La Secretaría de Energía prorrogó por el plazo de un año, hasta 2025, el permiso de exploración de hidrocarburos a las empresas YPF y Equinor sobre el área CAN-102 (Cuenca Argentina Norte).

Esas concesiones fueron adjudicadas en mayo de 2019 durante la anterior administración nacional, y formaron parte del otorgamiento de permisos de exploración para la búsqueda de petróleo y gas en 18 áreas costa afuera del Mar Argentino.

Con posterioridad, y como consecuencia de la pandemia del COVID, todas las empresas titulares de permisos de exploración en áreas de la cuenca solicitaron la suspensión del plazo del primer período exploratorio, lo cual fue aceptado por la Secretaría de Energía.

Tanto YPF como Equinor, además, solicitaron una primera extensión de un año del primer periodo exploratorio –el cual vencía en 2023-, que les fue concedido en mayo del año pasado.

Tras ello, una nueva resolución de la S.E. (123/2023) otorga ahora una nueva extensión por un año del primer periodo exploratorio, extendiéndolo así hasta 2025.

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Massa acuerda ante la CAF financiamiento para Argentina

El ministro de Economía, Sergio Massa, se reúne en Chile con el directorio del Banco de Desarrollo de América Latina (CAF), para acordar créditos destinados al financiamiento del Gasoducto Presidente Néstor Kirchner y obras complementarias. (También a un programa para acceso a derechos de las personas con discapacidad, entre otros proyectos).

Se trata del proyecto de Reversión del Gasoducto Norte y obras complementarias al GPNK, que permitirá avanzar con la segunda etapa de construcción del gasoducto e iniciar con las exportaciones tanto a Chile como a Brasil desde el norte del país.

Asimismo, avanzará en el financiamiento de un Programa para la Promoción del Modelo Social de la Discapacidad y el Acceso a Derechos de las Personas con Discapacidad (ANDIS).

Massa viajó acompañado del secretario de Asuntos Económicos y Financieros Internacionales del Ministerio de Economía y director del Indec, Marco Lavagna, el presidente de Enarsa, Agustín Gerez y su asesor en relaciones internacionales, Gustavo Martinez Pandiani.

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Flavia Royon afirmó que en 2024 Argentina será 90% autosuficiente en gas natural

En junio habrá finalizado la obra del gasoducto Néstor Kirchner, aseguró la secretaria de Energía. Además, dijo que 2023 será el último año de compras grandes. De cara al avance de las obras del gasoducto Néstor Kirchner, el Gobierno aseguró que desde el 2024, Argentina será autosuficiente en un 90% de la producción y distribución de gas natural para abastecer a la demanda local. “El 2023 será el último año que Argentina va a realizar compras importantes de GNL”, aseguró hoy la secretaria de Energía, Flavia Royon, al participar en la feria minera PDAC 2023 en Canadá, junto con la […]

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Kicillof: “Quiero invitarlos a seguir avanzando derecho al futuro”

El Gobernador emitió su mensaje esta mañana ante los integrantes de la Legislatura bonaerense. “A esta Legislatura le propongo trabajar entre todos por la recuperación de los recursos que les fueron quitados a las y los bonaerenses, no sólo al Gobierno provincial sino a los 135 municipios”, afirmó este lunes el gobernador Axel Kicillof, al encabezar una sesión especial en la Legislatura de la Provincia de Buenos Aires, junto a la vicegobernadora Verónica Magario; y el presidente de la Cámara de Diputados, Federico Otermín. En ese marco, el Gobernador enfatizó que “Hemos gobernado de cerca, con honestidad, austeridad, seriedad y […]

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Jujuy expone su potencial minero en la PDAC 2023

PDAC, es organizada por la Asociación de Prospectores y Desarrolladores de Canadá y congregan operadores mineros, bancas de inversión y países de todo el mundo. La comitiva jujeña participa con la asistencia técnica y financiera del Consejo Federal de Inversiones (CFI). La comitiva del Gobierno de Jujuy encabezada por el Ministro de Desarrollo Económico y Producción Juan Carlos Abud Robles, expone el potencial minero de la provincia en la convención PDAC2023 que se celebra en Toronto – Canadá. Aporte mancomunado hacia un proyecto de ley por los derechos de las personas sordas Se trata del evento más importante de la […]

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Tucumán: Los vecinos del Barrio ATE mejoran su calidad de vida con conexiones de gas y pavimento

El Gobernador visitó las casas de vecinos que ya cuentan con la conexión domiciliaria e inauguró las obras en las calles. El gobernador, Juan Manzur, visitó este lunes el Barrio ATE de la Capital, donde recorrió las casas de los vecinos que ya cuentan con la conexión domiciliaria de gas natural. Durante su visita, el mandatario destacó la importancia de llevar servicios básicos a todos los hogares de la provincia para mejorar la calidad de vida. El programa “Ponele Gas”, financiado con fondos nacionales y provinciales, logró la cobertura del 100% del barrio con un total de 350 conexiones de […]

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Energía convocó a las empresas a presentar nuevas obras para potenciar la exportación de gas y petróleo

El subsecretario de Hidrocarburos, Federico Bernal, se reunió con autoridades de las principales empresas de producción y transporte de gas y petróleo para lanzar una mesa de trabajo en la que el Estado Nacional y el sector privado aborden conjuntamente las obras de infraestructura requeridas para incrementar la inserción regional de la producción de Vaca Muerta. En la Secretaría de Energía, y encabezada por el subsecretario de Hidrocarburos, Federico Bernal, tuvo lugar el primer encuentro de la Mesa de Infraestructura Hidrocarburífera en la que el sector público y el privado aunarán esfuerzos para continuar impulsando la inserción regional del gas […]

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El “Super Bowl” energético: las definiciones del presidente de Chevron para evitar una transición dolorosa

Mike Wirth habló sobre la necesidad de un cambio “ordenado” para que no haya una nueva disparada de costos que presionan sobre la inflación. El día amanece con una pesada neblina en la capital petrolera de Estados Unidos. Pero el paisaje gris, típico de una mañana de invierno templado en Texas, no empaña la expectativa por el inicio de una nueva conferencia de CERAWeek by S&P Global, el evento más importante de energía en el mundo, considerado el “Super Bowl” energético por el sector. Mike Wirth, presidente y CEO de Chevron, una de las petroleras más grandes del mundo, con […]

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Bolivia: Gobierno construirá la Planta de Biodiesel II en El Alto con una inversión de $us40 millones

Con el objetivo de consolidar la industrialización del país y reducir gradualmente las importaciones de diésel, el Gobierno nacional, a través de YPFB brazo operativo de la Nacionalización de los Hidrocarburos, construirá la Planta de Biodiesel II y Derivados “Héroes de Senkata” en El Alto, con una inversión de aproximadamente $us40 millones. “Hoy damos un salto cualitativo en El Alto, ponemos la piedra fundamental para esta Planta de Biodiésel y Derivados ‘Héroes de Senkata’ en homenaje a ese pueblo luchador. Aquí en la ciudad de El Alto dio origen a la agenda de octubre donde estaba la nacionalización de los […]

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ProMendoza y el Cuerpo Consular reunieron a diplomáticos visitantes con empresarios de sectores productivos

Durante los días de festejos vendimiales, ProMendoza articuló con importantes empresarios y diplomáticos extranjeros en el marco del Foro de Negocios e Inversiones Mendoza 2023 y actividades organizadas por el Cuerpo Consular de Mendoza. El jueves 2 y viernes 3 de marzo tuvo lugar la cuarta edición del Foro de Negocios e Inversiones Mendoza 2023 en el Hotel Cóndor de Guaymallén. Este evento fue organizado por el Gobierno de Mendoza junto al Consejo Empresario Mendocino. ProMendoza colaboró activamente en apoyo del Ministerio de Economía y Energía, dada su gran articulación internacional. Dada la presencia de gran cantidad de embajadores internacionales […]

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“Las empresas están analizando cómo optimizar el uso de los equipos de fractura”

Frente a las restricciones en la importación de equipamientos, el presidente de la Fundación Contactos Energéticos, señaló que la opción del Dual Frac o Simul Frac, aparece como la salida más efectiva para mantener el nivel de actividad. “Las empresas están analizando cómo optimizar el uso de los equipos de fractura” Para Fucello el futuro cuello de botella será la cantidad de equipos disponibles. En enero la producción de petróleo superó un total de 626 mil barriles por día (Mbb/d), equivalente a un incremento de 0,7% respecto a diciembre de 2022 y un alza de 9,9% en el cotejo interanual, […]

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Qué les preocupa a los argentinos del cambio climático según la generación a la que pertenecen

La organización ambientalista Greenpeace realizó una encuesta en el Área Metropolitana de Buenos Aires que indagó sobre la inquietud ante los problemas ambientales. La organización ambientalista Greenpeace difundió una encuesta de opinión pública realizada en el Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA) que echa luz sobre un gran interrogante en materia ambiental: ¿cuánto nos preocupa el cambio climático? “Ante los récords que se registran por las temperaturas elevadas en verano, las sequías extremas que afectan a gran parte del país, los incendios de bosques, humedales y pastizales y las inundaciones, nos interesaba conocer qué piensa la gente sobre el cambio […]

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YPFB construirá la planta de Biodiesel II invirtiendo cerca de US$ 40 millones

YPFB construirá la Planta de Biodiesel II y Derivados “Héroes de Senkata” en El Alto, con una inversión de aproximadamente $us40 millones.

“Hoy damos un salto cualitativo en El Alto, ponemos la piedra fundamental para esta Planta de Biodiésel y Derivados ‘Héroes de Senkata’ en homenaje a ese pueblo luchador. Aquí en la ciudad de El Alto dio origen a la agenda de octubre donde estaba la nacionalización de los hidrocarburos, la asamblea constituyente (…). Estamos cumpliendo con lo que habíamos prometido el 2020, industrializar el país y esta es una muestra palpable”, afirmo el presidente Luis Arce Catacora.

Al respecto, el ministro de Hidrocarburos y Energías, Franklin Molina Ortiz, dijo que el lanzamiento de este proyecto es un reconocimiento a quienes ofrendaron su vida por la defensa de nuestros recursos naturales, por la democracia y por la visión nacionalista que hay en este municipio. “Este proyecto se encaminó por instrucción del Presidente para materializar la sustitución de importaciones y avanzar en una auténtica transición energética, reducir el uso de combustibles fósiles y reemplazarlos por energías amigables con el medio ambiente”, agregó.

LA PLANTA

La planta tendrá capacidad para producir 1.500 barriles por día de biodiesel, lo que permitirá reducir las importaciones de diésel, la subvención a este combustible, generará 500 empleos directos, 864 empleos indirectos y evitará la salida de divisas. La ejecución de la obra estará a cargo de YPFB Refinación y el inicio de operaciones se prevé a fines de 2024.
En el departamento de Santa Cruz, ya se implementa la Planta de Biodiesel I y se proyecta la producción del primer barril ecológico este año.

Estos proyectos se enmarcan en la Ley N° 1407, del 9 de noviembre de 2021, que tiene por objeto aprobar el Plan de Desarrollo Económico y Social (PDES). 2021-2025 “Reconstruyendo la Economía para Vivir Bien, hacia la Industrialización con Sustitución de Importaciones”,.

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Ejecutivo de Chevron asegura que las sanciones a Rusia, promueven cambios duraderos en el mercado

Las sanciones contra el gas y el petróleo rusos alteraron los mercados mundiales e interrumpieron el suministro de Rusia, sostuvo Michael Wieth, director ejecutivo de Chevron durante su disertación en la conferencia Ceraweek que tuvo lugar en Texas.

Según consignó Reuters, Wirth estima que el mercado global del gas natural cambió más radicalmente que el del crudo. Sin embargo, los hidrocarburos y derivados rusos aún ingresan al mercado, pero a diferentes precios, ya que los barcos ahora deben entregarlos atravesando extensas distancias hasta llegar a países que no han impuesto sanciones. 

También dijo  Wirth que las explosiones en los gasoductos Nord Stream, en septiembre de 2022, dan cuenta que los cambios en el sector serán duraderos. 
Las sanciones occidentales incluyen el embargo de la Unión Europea a los suministros marítimos rusos de crudo y productos derivados que están en vigor desde el 5 de diciembre de 2022 y el 5 de febrero de 2023, respectivamente. Asimismo, el tope al precio de petróleo fijado por la UE, el G7 y Australia es 60 dólares por barril.
Además, Bruselas, junto con el G7 y Australia, establecieron un límite de 45 dólares por barril para los productos que se venden con descuento respecto al crudo (como el fueloil), mientras la tarifa por barril para artículos petrolíferos que se venden con sobreprecio en relación al crudo (diésel, queroseno y gasolina), se ha fijado en 100 dólares. 
Por su parte, Moscú prohibió cualquier entrega de crudo bajo el esquema del tope al precio. Sin embargo, el decreto firmado por el presidente Vladímir Putin prevé que los suministros puedan  ser autorizados bajo un permiso especial del mandatario.

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Subsidiarán la tarifa eléctrica de viñedos y desarrollos agropecuarios afectados por las heladas en Mendoza

El gobierno nacional otorgará subsidios a las tarifas eléctricas del sector agropecuario afectado por las heladas tardías que se registraron en noviembre pasado en la provincia de Mendoza. Los beneficios serán, sobre todo, para viñedos y frutales. Según la resolución 125 de la Secretaría de Energía, publicado este martes en el Boletín Oficial, los productores tendrán tarifas con precios de la energía del Nivel 2 (de menores ingresos) de la segmentación que está aplicando el gobierno nacional para reducir los subsidios energéticos. La medida estará vigente entre el 1° de marzo de 2023 hasta el 31 de marzo de 2024.

Se trata de 135 distritos de 15 departamentos mendocinos (de 18 en total) que abarcan alrededor de 40.000 hectáreas que fueron perjudicadas por las heladas de principios de noviembre. De este total de cultivos, cerca de 24.000 hectáreas tuvieron pérdidas del ciento por ciento, según información oficial de la gobernación de Rodolfo Suarez. Según cálculos de la provincia, las heladas afectaron a 8.200 propiedades.

La tarifa eléctrica subsidiada será para los productores agropecuarios que hayan sufrido un daño de 50% y hasta 79% en su producción por efecto de heladas tardías y declarados en el registro de “emergencia agropecuaria”. Además, la resolución considerará de “desastre agropecuario” a los que tienen daños del 80% o más.

Tarifa

La resolución de la cartera que conduce Flavia Royón está dirigida a los afectados de las heladas y se les aplicará el Precio de Referencia de Potencial y el Precio Estabilizado de Energía en el Mercado Eléctrico Mayorista del Nivel 2 de la segmentación tarifaria, que corresponde a los usuarios de bajos ingresos. Los precios corresponden al último aumento de las tarifas del 1° de febrero. El beneficio se aplicará a usuarios de pozos y sistemas de riego de parcelas afectadas a la producción agrícola, aclara la resolución.

El Ministerio de Economía había declarado la emergencia agropecuaria a la provincia de Mendoza en enero. Esto incluía distintos beneficios impositivos, de gestión y trámites, prórrogas en el vencimiento de pagos de impuestos, la eximición del pago del canon de riego, entre otros.

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, Roberto Bellato

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Empresas analizarán inversiones en energía eólica durante el megaevento de Future Energy Summit

El sector de las energías renovables se reúne este mes en el marco de un nuevo evento de Future Energy Summit. La convocatoria es para este 29 y 30 de marzo en República Dominicana.

Confirmaron su participación empresas de renombre internacional y local con amplia expertise en proyectos de energía eólica como BAS Corporation, DNV, EGE Haina, Ennova, Nordex Group, Soventix Caribbean, Total Eren, entre otras.

Todas ellas participarán de los debates de alto nivel en los salones de conferencias del Hotel Intercontinental Real de Santo Domingo y de los espacios de networking especialmente preparados para esta edición.

ASISTIR

República Dominicana resulta de gran interés para impulsar nuevas inversiones en energías renovables, en especial aquella a partir de la cinética del viento ya que en el último tiempo ha superado a la solar en factor de planta dentro de este mercado.

A modo de ejemplo, en el cierre del año 2022 dos proyectos eólicos se destacaron por los altos porcentajes registrados: el Parque Eólico Larimar (49.50 MW) con un 39.69% de factor de planta durante el mes de noviembre y el Parque Eólico Guanillo (52.50 MW) con un 37.46% de factor de planta en septiembre.

Mientras que en el mismo periodo los solares operativos en el Sistema Eléctrico Nacional Interconectado de la República Dominicana tuvieron un máximo de 26,94% y un mínimo de 16,25%.

Ahora bien, en el último año no se ha dado curso a nuevas concesiones definitivas para proyectos eólicos y sí para 638,3 MWn correspondientes a tecnología solar fotovoltaica.

¿Qué retos existe para el despliegue de más capacidad eólica en República Dominicana? ¿Qué oportunidades de negocios se abren para nuevos proyectos? Son algunas de las preguntas que abordarán durante el megaevento de Future Energy Summit altos referentes empresarios tales como Fernando de la Vega, gerente general de Total Eren RD, Alfonso Rodríguez, CEO de Soventix Caribbean, Emilio Martínez, CEO de BAS Corporation, Rafael Burgos, CEO de Ennova, Daniel Herrmann, Market Manager Power and Renewables Mexico & CA de DNV y más.

PARTICIPAR

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Correa-Florez de UPME adelanta que habrá cambios para la presentación de solicitudes de conexión del 31 de marzo

Ayer la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) informó que determinó asignaciones para las 843 solicitudes de conexión (por alrededor de 56.000 MW) de proyectos de generación y consumo de energía eléctrica interesadas en la asignación de capacidad de transporte al Sistema Interconectado Nacional.

Se informó la asignación de 7.493 MW, de los cuales 5.774 MW corresponden a energía solar, con 147 proyectos; 1.237,8 MW a la eólica, en 10 emprendimientos, 6 de los cuales son offshore por 349,8 MW. Así mismo, se registró una asignación de 169 MW de 7 proyectos hidroeléctricos y un nuevo proyecto de biomasa.

A nivel geográfico, se destacan las áreas operativas de Guajira-Cesar-Magdalena con una asignación de 1.620 MW, Caldas-Quindío-Risaralda con 1.297 MW y, particularmente eólicos en las áreas Centro-Oriental y Norte de Santander.

En una entrevista exclusiva para Energía Estratégica, Adrián Correa-Florez. Director General de la UPME, revela los pormenores de todo este proceso y desliza la posibilidad que próximamente se anuncie una prórroga para la presentación de proyectos para el proceso 2023-2024, establecida para este 31 de marzo.

¿Qué ha significado para la UPME y el equipo esta tarea que ha sido consolidada hoy sobre la asignación de puntos de conexión?

Para la UPME fue una tarea titánica ya que contamos con recursos muy limitados y tocó darle respuestas a 843 solicitudes de conexión. Pero bueno, cumplimos con lo establecido operativamente: un reto importante pero también entendemos la importancia estratégica para el país de la asignación de estos puntos y de la entrada de nueva generación fundamentalmente renovable a la matriz.

Es un paso en firme hacia la transición energética justa en Colombia. El 95% de estos casi 7.500 MW asignados corresponden a fuentes no convencionales de energía renovable.

Creo que ahí hay un mensaje importante y una apuesta de todos los sectores, sector privado y el sector público, para que esto sea una realidad y hay que recalcar el esfuerzo importante que hizo la UPME en este caso en donde con la misma capacidad operativa y organizacional de hace 10 años se le pudo cumplir al país.

Como hemos dicho por ahí en otros escenarios: la transición energética en Colombia pasa necesariamente por la UPME y necesitamos fortalecer la unidad de la planeación para que esa transición sea posible.

¿Cuándo entraría en operación justamente estos proyectos?

Están repartidos de aquí hasta inclusive 2032 obviamente con una concentración importante de proyectos de entrada en operación en 2025-2026.

¿El grueso de ellos entraría más o menos para esos años?

Correcto, sí.

Para 2032 imagino que se trata de los proyectos eólicos marinos…

Sí, correcto. Hay unos eólicos offshore entonces que requieren todavía de unos ajustes en las reglas de juego que seguramente los interesados están todavía aguardando.

Desde el Gobierno se han puesto más estrictos en lo que es la curva S y las garantías que deban presentar las empresas promotoras, de manera tal que el avance de estos proyectos esté comprometido. ¿Es esperable el avance del grueso de los emprendimientos asignados?

Sí, correcto. Hace parte de lo que se quería con la Resolución 075, ajustar un poco las normas en asignación de los puntos pues porque antes había un procedimiento un poco más laxo y estaba costando mucho trabajo determinar la seriedad de los interesados.

Entonces esperamos que el nivel de cumplimiento esta vez sea bastante elevado y que en efecto los interesados y que quienes se presentaron pongan sus garantías y que estos proyectos lleguen a feliz término, eso es lo que esperamos.

Desde el punto de vista del área de planificación energética, ¿qué significará el avance de este volumen de proyectos para Colombia teniendo en cuenta que la mayoría de estos proyectos no generan flexibilidad al sistema?

El proceso de asignación dado se basa en un algoritmo de optimización de entrada de estos casi 7.500 MW. Éstos han sido asignados cumpliendo criterios donde se evaluaron la flexibilidad, el impacto sobre los precios de bolsa, reducción de restricciones de pérdidas, reducción de emisiones y también el avance en el proceso de licenciamiento ambiental.

Es decir que estos 7.500 MW son lo más depurado y decantado en términos del mejor impacto que pueden tener para el sistema.

Esto también busca beneficiar a los usuarios en general y también facilitar el proceso de planeación, ya que con esto nosotros tendríamos una lectura muy clara de cuáles son las expansiones, cuáles serían las expansiones que tenemos que avanzar en el futuro próximo, obviamente estas ya están identificadas pero nos sigue dando una señal para llevar a cabo las convocatorias.

Por otro lado también tener en cuenta que esa expansión de esos sistemas pues va a permitir de alguna manera reducir los costos en el futuro, digamos que en el futuro próximo: de aquí unos 4 o 5 años.

Sobre lo que se viene: hemos conversado con consultores que advertían que debiera prorrogarse la fecha del 31 de marzo para la recepción de solicitudes del 2023, comentan que sería necesario aproximadamente dos meses más para la evaluación de proyectos a presentarse, ¿desde la UPME están contemplando esa posibilidad?

Esta no es una decisión que toma la UPME, este plazo para la presentación de las solicitudes de este ciclo de 2023-2024 es una decisión que toma la CREG. Pero por supuesto que sí sabemos que el tiempo es muy corto para preparar las ofertas y para adelantar todos los estudios de aquí al 31 de marzo.

Entonces yo creo que sí hay una conciencia importante del regulador (CREG) y por supuesto de nuestra parte sobre la necesidad de evaluar un tiempo adicional. Muy próximamente se estará dando una anunció en ese sentido, pero sí comparto por supuesto la preocupación de lo corto el tiempo.

Por último, en cuanto al aplicativo por el cual se determinaron las asignaciones, se han escuchado algunas críticas del algoritmo para determinar cuestiones de pérdidas para definir la asignación de algún proyecto. Me interesaría su punto de vista al respecto y si de algún modo este sistema es perfectible de cara al próximo proceso…

Hay que tener en cuenta que el procedimiento de lo que nosotros denominamos el MAC, el modelo de asignación de capacidad de conexión, ha sido discutido ya desde hace más de un año.

Es decir que el procedimiento y el algoritmo es público, fue sujeto a por lo menos tres socializaciones el año pasado, donde se explicó en qué consistía el procedimiento, donde se atendieron sugerencias, donde se respondieron preguntas, inclusive pasó por un proceso de consultas al público precisamente para poder tener en cuenta todos los comentarios y ya posteriormente fue publicado en firme.

Entonces ese algoritmo ha pasado por supuesto por muchas rondas de socialización y discusión. Siempre todo proceso va a ser sujeto a perfección, por supuesto y eso hace parte pues de nuestra labor para mirar cómo se puede seguir ajustando.

Si obviamente es un proceso delicado que requiere un análisis juicioso y para mirar a ver quiénes tienen algún tipo de comentario.

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Expectativas en Perú: se espera resolución clave que permita el avance de más de 23 GW renovables

La convulsión de protestas que está atravesando Perú ante una fuerte crisis política y social, no parece afectar los avances en energías renovables. Por el contrario, fuentes consultadas por este medio aseguran que el avance de un nuevo modelo que permita la introducción de estas tecnologías al país podría generar el beneplácito que requieren los gobernantes ante la sociedad.

De acuerdo al sector privado, desde hace décadas el Gobierno mantiene la agitación política separada del aspecto económico por lo que los proyectos no se han detenido y se incrementan a pasos firmes.

Pero aún resta la aprobación de dos medidas determinantes. Por un lado, que los contratos de suministro o Power Purchase Agreements (PPAs) no exijan asociar la energía a la potencia, impedimento que evita el desarrollo de plantas eólicas y solares que requieren estos contratos para obtener financiamiento y viabilizar su construcción.

Por otro lado, que se promuevan licitaciones de energía eléctrica renovable por bloques horarios. Según pudo saber este medio, ha habido avances legislativos para que estas medidas se ejecuten, pero finalmente no prosperaron.

Pero ahora la apuesta toma impulso, esta vez de la mano del Ministerio de Energía y Minas, que ha elaborado un proyecto de ley en este sentido. El mismo está siendo abordado por la Presidencia y el Consejo de Ministros.

Esto genera mucha expectativa tanto de los inversores como también del sector político para que este proyecto de ley pueda avanzar, aprobarse y reglamentarse.

“Hay una expectativa enorme de desarrollo de proyectos limpios, a la espera de que se cambie la regulación que permita separar potencia y energía, es decir, liberar a las inversiones solares y eólicas para poder celebrar PPAs”, confía a Energía Estratégica Brendan Oviedo, presidente de la Asociación Peruana de Energías Renovables (SPR),

“Hay un desarrollo de proyecto de más de 23 GW eólicos y solares con capacidad de aceleración, considerando que tenemos una potencia instalada de 13 GW, y una demanda actual de 7 GW”, agrega, poniendo en relieve la voracidad en inversiones por estas tecnologías.

El objetivo primordial es que se pueda reemplazar la potencia antigua y onerosa por una nueva potencia renovable eólica o solar, que es la más competitiva del mundo. Sobre todo, teniendo en cuenta el nivel de radiación solar que existe en Perú.

El problema de la legislación actual

Según el presidente de la SPR, a las energías eólica y solar, por ser tecnologías variables, no se le dan los contratos, porque en el país existe la obligación de asociar la energía a la potencia a la hora de venderlas. Esta norma limita el desarrollo de proyectos renovables.

Por otra parte, consultado sobre el esquema de licitaciones que se quiere implementar, Oviedo explica que es similar al de las licitaciones de Chile , donde se subasta energía a través de bloques horarios diarios.

Además, destaca que la región peruana está absolutamente centralizada: “Desde un punto de vista de política de estado, el 80% de la generación eléctrica de la nación está concentrada en el centro del país, casi el 40% de la demanda eléctrica es satisfecha con centrales térmicas ubicadas dentro de un área de 3 km2”.

“Hay mucha presión para evitar que prospere el cambio de la regulación que busca separar potencia y energía y crear bloques horarios para poder vender energía en las licitaciones de las distribuidoras. Esto, en el corto y mediano plazo, tiene como objetivo reducir las tarifas eléctricas de más de 8 millones de familias peruanas y descentralizar y diversificar la matriz de generación asegurando la seguridad de suministro del Perú”, asevera.

“Aun no tenemos visibilidad de un proceso de planificación ni políticas de estado de mediano y largo plazo claras y esta es una excelente oportunidad para hacerlo, porque las renovables no solo son baratas, sino que son abundantes en el país”, concluye.

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Solis prepara un lanzamiento innovador de nuevos inversores para la industria fotovoltaica

Con una trayectoria de 18 años en el mercado internacional, Solis es una de las empresas que marca la pauta del sector fotovoltaico en términos de inversores.

En la actualidad, cuenta con 3000 empleados y una presencia activa en más de 100 países alrededor del mundo. Latinoamérica no le es ajena y representa una de las regiones más prometedoras para esta compañía.

“La apuesta sobre Latinoamérica es muy fuerte (…) Tenemos mucha ilusión para este 2023, venimos duplicando ventas desde hace ya unos cuatro o cinco años atrás y el objetivo para este año es seguir con este tren”, valoró Ricci. 

¿Qué retos identifican en la cadena de suministro fotovoltica? ¿Qué mejoras pudieron implementar pospandemia? Fueron algunas de las preguntas que el referente de Solis en Latinoamérica respondió a Energía Estratégica durante una entrevista exclusiva.

“El año pasado inauguramos la ampliación de la nueva fábrica. Pasamos de una capacidad prepandemia de 5 GW a más de 40 GW de fabricación anual. Y esta fábrica está completamente integrada verticalmente, bajo el mismo techo el inverter se fabrica, se testea y se empaca para estar listo para su despacho”, precisó Marco Ricci. 

Pero aquello no sería todo. No solo crece su capacidad de producción sino también su familia de productos. Solis cuenta con más de 500 ingenieros dedicados a investigación y desarrollo, que han venido preparando un nuevo lanzamiento para el sector fotovoltaico.

“La idea para este año es sacar nuevos inversores de las potencias más críticas con una tecnología que les permita no depender de componentes en escasez y garantizar tiempos de entrega superrápidos”, adelantó Ricci. 

Entre los países latinoamericanos que se verán beneficiados inicialmente con el lanzamiento de este producto, se destacan aquellos que permiten el uso de inversores con certificación IEC para los mercados europeos, como ser Argentina, Bolivia, Chile, Perú y Uruguay. Ahora bien, también se están alistando aquellos con certificación UL, por lo que también se espera que otros países de la región puedan acceder a la nueva tecnología de inversores que presentará Solis este año.

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¿Es posible que Guatemala adjudique 100% energías renovables en su licitación a largo plazo?

Restan dos meses para la fecha de presentación y apertura de ofertas técnicas de la Licitación Abierta PEG-4-2022, aquella que promete la contratación de 235 MW para garantizar el suministro eléctrico desde el 1 de mayo del 2026 al 30 de abril del 2041.

La Asociación de Generadores con Energía Renovables (AGER) sigue de cerca aquel proceso y se ocupa de su socialización y debate. Por lo que se encuentran impulsando una serie de iniciativas informativas y formativas al respecto.

Entre ellas, recientemente efectuaron una capacitación para periodistas donde se explayaron sobre los escenarios de adjudicación posibles y qué lugar podrían tener las energías renovables.

Al respecto, vale aclarar que si bien existen cuotas de participación para tecnologías renovables y térmicas, estas podrían variar de acuerdo a las ofertas que efectivamente se presenten hasta el 31 de mayo próximo.

Es preciso recordar que el valor máximo de adjudicación son 235 MW y las distribuidoras plantearon un objetivo de obtener como mínimo el 50% de ese requerimiento por lo menos de energías renovables, es decir que tienen un piso 117.5 MW que sí o sí debería ser con energías renovables. Es un mínimo pero el máximo podría ser 235 MW.

Según ejemplificó Fernando Rios, gerente general de Business Plus, durante la capacitación de AGER: “si se presentan 500 MW y hay ofertas que permitan que los 235 MW que pueden ser adjudicados sean 100% renovables, las distribuidoras encantadas lo van a adjudicar. Si solo hay 200 MW igualmente los van a adjudicar y si solo hay 120 igualmente lo van a adjudicar (siempre y cuando cumplan los requerimientos y las ofertas califiquen)”.

De manera inversa de las renovables, explicó que la condicionante para los recursos no renovables como gas natural, bunker o carbón es que el techo sí tiene un máximo del 50% de la adjudicación. Por lo que, como máximo podrán ser adjudicados hasta 117.5 MW.

Sin embargo, Ríos advirtió que las distribuidoras tienen que evaluar qué sucederá si es que las ofertas renovables no logran llenar su cupo de los 235 MW y si pueden completar el porcentaje restante con generación no renovable. Es decir que, si no participan más de 117.5 MW renovables calificables para adjudicarse, las térmicas no renovables podrían ganar más terreno, pese a la cuota de participación previamente fijada en las bases que privilegian renovables.

Límite de potencia y precio de referencia: dos retos para las renovables en la licitación de Guatemala

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Argentina lanzó una nueva licitación para expandir las redes de transmisión del país

El gobierno de Argentina lanzó una nueva licitación para ampliar las redes de transmisión del país, en el marco del plan regional para mejorar el servicio eléctrico a nivel nacional. 

A través del Fondo Fiduciario para el Transporte Eléctrico Federal (FFTEF), y con financiamiento del Banco Interamericano de Desarrollo (BID), se publicó la convocatoria Pública Internacional Nº 04/2023 para expandir la infraestructura eléctrica en la provincia de Catamarca 

Las obras consisten en la ampliación de las líneas de altas tensión de 220 kV y 132 kV entre Alumbrera y Belén, como también la construcción de dos nuevas estaciones transformadoras en El Eje y Belén. Y para ello, el presupuesto estimado es de $19.006.679.445,12 (IVA INCLUIDO).

“La experiencia específica requerida a los oferentes, se basará en el diseño, o construcción, o suministro o instalación/montaje completo (Civil, electromecánica y eléctrica) de la ejecución de obras de Líneas de Alta Tensión en 132 kV y de Estaciones Transformadoras en 132 kV o superiores”, remarca el documento. 

Los licitantes elegibles que estén interesados, podrán obtener información adicional e inspeccionar los documentos de licitación del FFTEF en la sede de CABA del Fondo de 9:00 a 17:00 hs, o descargar los documentos en la web oficial de la entidad. 

Mientras que, de acuerdo al anuncio publicado en el Boletín Oficial de la República Argentina (BORA), los oferentes podrán presentar sus propuestas hasta las 11 horas del miércoles 24 de mayo del corriente año. Día en el que también se hará la apertura de ofertas. 

Asimismo, se aclara que las ofertas deberán estar acompañadas de una Garantía de Mantenimiento de Oferta por un monto de $900.000.000, que deberán ser entregadas a la misma hora y en el mismo lugar que la oferta.

El período de validez de la Oferta será de 150 días a partir del vencimiento del plazo de presentación de las ofertas. Y finalmente, aquellas empresas que resulten adjudicadas, tendrán un plazo máximo de ejecución del contrato de 1080 días (36 meses) computados desde la firma del convenio contractual, más el período de garantía, que será de 28 días a partir de la fecha límite del período de validez extendido.

Más convocatorias para el sector 

Esta licitación no es la única que podría impactar en el avance de la generación renovable en Argentina, sino que desde el gobierno continúan con Plan Federal de Transporte Eléctrico Regional III, en pos de resolver una problemática que desde el sector energético fue mencionada en reiteradas oportunidades: el cuello de botella existente en las redes de transmisión. 

Tal es así que existen otros procesos abiertos, desde la primera gran obra del plan en Río Negro y Neuquén, como también uno publicado hace poco más de un mes para la provincia de Tucumán, para la construcción de la línea de alta tensión en 132 kV entre El Bracho y Villa Quinteros y la nueva estación transformadora Leales.

“Además, están priorizadas Catamarca, Chubut, Entre Ríos, Formosa, Salta y Santiago del Estero, con financiamiento del BID y progresa favorablemente ampliar el crédito con la Agencia Francesa de Inversiones y el Banco Europeo de Inversiones a través del Comité de Administración del Fondo Fiduciario (CAF)”, había anticipado Santiago Yanotti, subsecretario de Energía Eléctrica de la Nación, en conversación con Energía Estratégica.

“Sumado a que avanzamos en un esquema que permita al sector privado participar de la construcción de las líneas, garantizándole la prioridad de despacho para la evacuación de energía renovable”, manifestó el funcionario en aquel entonces.  

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GENERA MÉXICO abre nuevas expectativas de negocio y expansión para el sector de las renovables en Latinoamérica

En colaboración con la Secretaría de Economía del Estado de Nuevo León y la Oficina de Convenciones y Visitantes de Monterrey, GENERA MÉXICO se celebrará del 7 al 9 de noviembre en el Centro Internacional de Negocios Monterrey, CINTERMEX.

Madrid, 7 de marzo de 2023.-   GENERA MÉXICO, la nueva propuesta ferial para el sector de las energías renovables que,  fruto de la alianza entre IFEMA MADRID y el Centro Internacional de Negocios Monterrey, CINTERMEX, se celebrará del 7 al 9 de noviembre  en Monterrey (México),  ha sido presentada con gran éxito en el marco de la pasada edición de GENERA en Madrid, que en paralelo al impulso global  de las energías limpias, la  eficiencia y las oportunidades del  autoconsumo, celebró su mayor y más completa convocatoria con la participación de 402 empresas de 21 países y la visita de 35.107 profesionales de los cinco continentes. Todo un contexto de alto nivel para potenciar la promoción internacional de GENERA MÉXICO a través de un stand informativo que, durante tres días, captó el interés de numerosos asistentes, atendiendo las consultas de un centenar de profesionales.

Buenas expectativas, por tanto, para este nuevo proyecto que, alineado con los ODS por Neutralidad Climática, la Descarbonización y otras estrategias sostenibles, ofrece al sector una oportunidad de promoción y apertura al mercado mexicano y que dotará a las empresas participantes de un escenario para la expansión internacional de sus negocios bajo la referencia y el valor que representa la marca de GENERA.

A este respecto GENERA MÉXICO, que sigue el modelo de su versión española, con un formato B2B apoyado en la exposición de especialidad más congreso, pondrá especial foco de atención en las oportunidades de inversión que representan las Infraestructuras y el mantenimiento de las energías renovables; la eficiencia energética; la movilidad; la rehabilitación energética de edificios; la transformación industrial, los recursos distribuidos y el almacenamiento.

Por otra parte, y como antesala de GENERA MÉXICO, el pasado 10 de noviembre, se organizó en colaboración con la Unión española Fotovoltaica, UNEF, la Asociación Mexicana de la Industria Fotovoltaica, AMIF, y la dirección de Fomento Energético y Minero de la Secretaría de Economía de Nuevo León, un evento de lanzamiento en Monterrey, con presentaciones y mesas de debate que abordaron el dialogo sobre energías España vs México; los retos de futuro del sector energético y la eficiencia energética, Una  jornada que contó  la presencia de expertos, académicos y empresas especializadas, así como una amplia convocatoria profesional y cobertura en medios, que permitió testar el interés de este tipo de encuentros sectoriales en el país.

Y es que México, la segunda economía de América Latina, y país de grandes recursos eólicos y niveles de irradiación solar, ofrece un gran potencial para el desarrollo de las energías renovables. Más concretamente, el Estado de Nuevo León, cuya capital es Monterrey, es el tercer productor de energía de México, y según El Financiero de México, la entidad de este país con más proyectos de Energía Solar junto con la zona de Jalisco (Guadalajara).

Además, el Clúster de Energía el principal actor del sector, está integrado por 39 empresas de primer nivel, entre las que se encuentran las españolas: Iberdrola y Gas Natural Fenosa).  Por su parte Monterrey es considerada la ciudad más moderna por su avanzado nivel de desarrollo económico y de infraestructuras y polo industrial del país. Es también la ciudad líder en inversión extranjera directa, gracias a su ubicación geográfica y su cercanía con los EE. UU.

GENERA MÉXICO cuenta con la colaboración con la Oficina de Convenciones y Visitantes de Monterrey y la Secretaría de Economía del Estado de Nuevo León, a través de la dirección de Fomento Energético y Minero. Además, cuenta con el apoyo de la Asociación Mexicana de la Industria Fotovoltaica AMIF; La Asociación Mexicana de Empresas de Eficiencia Energética, AMENEER; ASHRAE; Unión española Fotovoltaica UNEF; Cámara Española de Comercio A.C; y la Fundación Profime de Monterrey.

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Cada vez más proyectos con almacenamiento solicitan aprobación ambiental en Chile

Seis nuevos proyectos renovables ingresaron al Servicio de Evaluación Ambiental de Chile a lo largo de los últimos diez días, con la particularidad que todos son híbridos y suman 975 MW de capacidad. Es decir, más potencia a instalar que aquellos presentados en los primeros dos meses del corriente año (887,86 MW)

Cada uno de los parques que entraron a la plataforma del gobierno de Chile tiene su particularidad, ya que contemplan desde una o dos fuentes de generación (solar y eólica) hasta sistemas de baterías para almacenar la energía producida o la construcción de la infraestructura eléctrica de transporte correspondiente. 

El “Parque Híbrido Pampas” es el proyecto de mayor envergadura, ya que la firma Energía Eólica Pampas SpA prevé una inversión de 800 millones de dólares para construir una planta eólica y una fotovoltaica que, en conjunto, contarán con una potencia instalada cercana a los 422 MW. 

Puntualmente serán 20 aerogeneradores de aproximadamente 7 MW, con una altura de buje de 170 metros. Mientras que la central solar estará conformada por dos zonas de módulos que totalizarán 252 MWp.

Y adicionalmente el emprendimiento tendrá un sistemas de almacenamiento de energía en baterías BESS (Battery Energy Storage System) con una capacidad de 623,5 MW hasta por 5 horas.

Por otro lado, el parque solar Ceibo estará localizado en la Región de Atacama, provincia de Huasco y comuna de Vallenar. El mismo es de la compañía Energía Renovable Violeta SpA y estará integrado por 496.800 módulos fotovoltaicos y un sistemas de baterías ion-litio. 

Para este proyecto de 250 MW de potencia nominal, se estima una inversión aproximada de 220 millones de dólares y se considera una vida útil de 35 años, que podría ser extendido “en la medida que las condiciones de mercado justifiquen la inversión”.

La planta denominada “ERNC Tarapacá”, de ERNC LOA Spa, es otra de las grandes obras que se solicitaron la aprobación del estudio de impacto ambiental durante los últimos días, ya que con 200 millones de dólares de inversión se plantea la instalación de un parque eólico de 91 MW (13 aerogeneradores de 7 MW cada uno) y uno solar fotovoltaico de 135 MW (223.541 paneles de 660 Wp). 

Ambas instalaciones compartirán Subestación Transformadora 33/220 kV, y una Línea de Transmisión Eléctrica aérea de 220 kV de 35,3 km de longitud, que conectará a la Subestación Frontera existente, para la evacuación de la energía en el Sistema Eléctrico Nacional (SEN). 

A los mencionados anteriormente, se deben agregar otros proyectos de menor escala que, entre sí, comparten similares características y potencias a instalar en caso de continuar el proceso: dos de 24 MWp y uno de 29 MW. 

El PS Chirihue (24 MW)  estará localizado en la comuna y región de Coquimbo e incluye la construcción y operación de un parque fotovoltaico, compuesto por 6 unidades de generación, un sistema de baterías y una línea de evacuación de media tensión, de 15 kV, de 3,68 kilómetros que facilitará la conexión e inyección de la energía al SEN.

En cambio, el El Cachudito es muy similar al anterior, ya que consta de un parque solar de 24 MW mediante la instalación de 36.924 paneles con una potencia nominal de 650 Watts, baterías para almacenar la energía y una línea de 15 kV; aunque en la comuna de Chillán, provincia de Diguillín, región del Ñuble.

Mientras que el PS Gavilán estará emplazado en Molina, región de Maule, y prevé alcanzar los 29 MWp de capacidad, sumado a que tendrá un sistema de baterías con capacidad de 8 horas de almacenamiento, y una línea de evacuación de media tensión (15 kV) de 1,1 kilómetros. 

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Panamá y Colombia dinamizan agenda para construcción de sistema binacional de interconexión eléctrica

Con el propósito de avanzar en la transición energética justa, la Secretaría de Energía de Panamá y el Ministerio de Minas y Energía de Colombia establecieron una agenda binacional con el fin de dinamizar la construcción de una línea de 500 kilómetros de extensión, que permitirá la interconexión eléctrica entre los dos países.

Tras dos días de reunión en la capital panameña, el 1 y 2 de marzo pasado, las partes acordaron seguir impulsando la interconexión entre ambos países y establecieron diversos compromisos y reuniones de seguimiento que permitirán trabajar de manera conjunta para viabilizar el proyecto Interconexión Eléctrica Panamá – Colombia.

La comitiva de Colombia estuvo encabezada por la ministra de Minas y Energía, Irene Vélez Torres, el viceministro de Energía de Colombia (E), Cristian Díaz. Por Panamá participó el secretario de Energía Jorge Rivera Staff y el viceministro de Relaciones Exteriores Vladimir Franco, entre otras autoridades de distintas instituciones. Igualmente, participaron la representante del BID en Panamá, Rocío Medina, y la directora Ejecutiva del Proyecto Mesoamérica, Lidia Fromm Cea.

“Con estas sesiones se confirma el compromiso de ambas naciones de avanzar y fortalecer la interconexión eléctrica para beneficiar no solo a los clientes de Panamá y Colombia, sino que permitirá finalmente culminar la integración a nivel de toda la región, teniendo las renovables como principal fuente de energía”, precisó el secretario de Energía de Panamá, Jorge Rivera Staff.

“Con la transición energética estamos garantizando la justicia social y ambiental, no solo de Colombia sino de Latinoamérica. Este proyecto nos permite avanzar en consolidar alianzas entre países para desplegar energías renovables, conocimiento y nuevas tecnologías. Además, posibilitará diversificar la matriz de generación, para afrontar los retos que genera el cambio climático”, señaló Irene Vélez, ministra de Minas y Energía de Colombia.

El proyecto Interconexión Eléctrica Colombia – Panamá será un hito en Latinoamérica, ya que permitirá ofrecer tarifas justas, ampliar la oferta energética en las ciudades de frontera y mejorar la respuesta ante fenómenos climáticos.

También permitirá generar mercados eléctricos y de energía con una mejor relación costo-eficiencia, así como promover una gestión más efectiva de los recursos de ambos países con la generación de energías alternativas como la eólica y fotovoltaica.

Durante este encuentro la ministra de Minas y Energía, Irene Vélez Torres, planteó las expectativas de cooperación para el despliegue de la economía a través del hidrógeno, “están dadas las condiciones para que, como región, podamos trabajar conjuntamente en el diseño de un esquema de certificación de origen para el hidrógeno de bajas emisiones, que se adapte a las condiciones o características propias de nuestros territorios”.

A través del proyecto de interconexión se busca garantizar la justicia social, ambiental y económica de las comunidades y avanzar hacia la transición energética justa en ambos países.

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“Economía, las aceiteras y los productores de biodiesel debemos acordar un cupo para que las pymes puedan seguir trabajando”

Las pymes de biodiesel, que se encuentran en las provincias de Buenos Aires, Entre Ríos, Santa Fe y Córdoba, advirtieron al Ministerio de Economía que conduce Sergio Massa y la Secretaría de Energía, a cargo de Flavia Royón, que las plantas atraviesan una «fuerte crisis» y podrían paralizar su producción por la suba del precio de aceite de soja, que representa el 85% de sus costos. La Cámara de Empresas Pymes Regionales Elaboradoras de Biocombustibles (CEPREB) acaba de difundir un documento donde remarca que “peligran miles de puestos de trabajo”. Por la Ley 27.640, en la Argentina el biodiesel se mezcla obligatoriamente en un 5% con el gasoil antes de venderse en el marco interno, pero la cartera energética puede bajarlo a 3% o subirlo a 7,5% dependiendo la actualidad del sector.

EconoJournal entrevistó a Federico Martelli, flamante director Ejecutivo de CEPREB, que asumió el cargo en febrero, y señalóque “no podemos ser un sector en permanente crisis porque no se actualiza el precio regulado”. Sostuvo que el precio del aceite de soja “debería estar en torno a los US$ 880 la tonelada. Este valor surge del precio que reciben por la exportación, que es alrededor de US$ 800, más un 10% por impuestos y fletes. La ley es muy clara y señala que el precio del aceite tiene que ser el de exportación más los costos internos”. “¿Cómo puede ser que al vender afuera (las aceiteras) reciban US$ 800 y para las pymes nacionales pretendan cobrar más de US$ 1.050? De ninguna manera podemos convalidar estos precios que solo se explican por abuso de posición dominante”, sentenció. CEPREB propone que «las aceiteras cumplan con la ley y vendan el insumo a un precio no inflado artificialmente, cercano a los US$ 890 por tonelada«.

¿Cuál es la actualidad del sector de biocombustibles en el país?

Es un año complicado para el sector de biocombustibles porque hay temas macroeconómicos que dificultan la producción. Por un lado, tenemos microdevaluaciones constantes que provocan el traslado al precio de la materia prima básica que, por ejemplo, en el biodiesel es el aceite de soja, que explica el 85% del costo de operación de las plantas. Tenemos una situación donde nos aumentan los costos, pero nosotros no necesariamente podemos trasladar esa suba al precio final porque los biocombustibles están regulados por la Secretaría de Energía. Además, esto se da en un contexto donde el Ministerio de Economía está tratando de controlar la alta inflación y pisando precios, uno de esos son los combustibles. Nosotros no tenemos un precio acorde al valor del aceite de soja cuando entregamos el producto final a las petroleras. El Ministerio está dando una pelea muy importante contra la inflación, pero en este caso particular daña la rentabilidad lógica que deben tener las empresas de biocombustibles.

En concreto, ¿cómo impacta la suba del precio del aceite de soja en el sector?

A esta situación macroeconómica hay que sumar que las aceiteras están comercializando a un precio que liquida la rentabilidad de las productoras de biocombustibles. En esta coyuntura las plantas de biodiesel necesitan que se fijen las reglas del juego para que el sector tenga previsibilidad. No podemos ser un sector en permanente crisis porque no se actualiza el precio regulado. Se tiene que aplicar la fórmula para que se permita meter en la ecuación los distintos costos, y en ese marco, es relevante el costo del aceite de soja. A partir de tener una rentabilidad lógica a lo largo del tiempo, se tiene que permitir que estas compañías puedan acceder al mercado de capitales y, así, se permita expandir las operaciones. Pero el sector sufre los vaivenes de la economía del país. Hoy muchas plantas no tienen el aceite de soja que necesitan para producir porque no pueden pagar los precios que el mercado está fijando o, directamente, no tienen acceso.

El tipo de cambio especial para el campo conocido como “dólar soja” generó un efecto negativo en los biocombustibles. ¿Cómo impactaría ahora la implementación de un dólar soja 3?

Con el dólar soja 1 y 2, los precios del aceite que se validaron en el mercado se mantienen en el tiempo porque todos los operadores consideran que es muy probable que haya un dólar soja 3. Entonces, lo que está pasando ahora es que el precio del aceite se acerca a ese valor potencial que tendría con el dólar soja 3, aunque todavía no se haya ni anunciado. Por esto, le pedimos a las autoridades que se tengan en cuenta los precios diferenciales que tiene nuestra industria, que depende del valor de la oleaginosa.

¿Cómo se podría resolver esto?

Hay que sentarse en una mesa con el Ministerio de Economía, las aceiteras y los biocombustibles y acordar un cupo para que las plantas de biodiesel puedan seguir produciendo a precios razonables. Se trata de un cupo menor, que no afecta los balances de las aceiteras. No le hace bien al país que un sector concentrado del mercado pueda fijar reglas del juego que perjudican y tiran a la banquina al resto.

¿Cuál sería el precio del aceite de soja acorde para las plantas pymes de biodiesel?

El precio debería estar en torno a los 880 dólares la tonelada. Sale del precio que reciben por exportación, que es alrededor de 800 dólares, más un 10% por impuestos internos y fletes. La ley es muy clara y en su artículo 3 aborda este tema y señala que el precio del aceite tiene que ser el de exportación más los costos internos. ¿Cómo puede ser que al vender afuera reciban 800 dólares y para las pymes nacionales pretendan cobrar 1050 dólares? De ninguna manera podemos convalidar estos precios que solo se explican por abuso de posición dominante.

¿Cuál es ese valor hoy en el mercado?

Hoy la tonelada de aceite de soja se está comercializando cerca de 1.100 dólares. Este precio prácticamente paraliza las operaciones de biodiesel. Entendemos que las aceiteras están vendiendo por encima del precio que deberían. Lo que tenemos que discutir con las aceiteras y con el Ministerio de Economía es de qué manera nosotros podemos tener un precio del aceite de soja acorde y, en la otra punta de la cadena, cómo podemos tener aumento en el precio del biodiesel que entregamos por encima de este sendero que se fijó en 4% mensual, cuando la inflación está bastante por arriba de ese porcentaje.

Los productores de biodiesel están en el medio de las aceiteras y las petroleras. ¿Cómo juega esto en la producción de biocombustibles, que, además, es un sector regulado?

Creemos que hay que buscar una salida donde nadie pierda. Nosotros consideramos que la prima que están cobrando las aceiteras es excesiva. La diferencia en el precio de comercialización al exterior y al mercado local es demasiado grande. Creemos que las aceiteras pueden achicar un poco el precio sin verse perjudicadas en su operación y rentabilidad. Es importante que las secretarías de Agricultura, de Energía y el Ministerio de Economía puedan proponer un diálogo positivo con las aceiteras para que la posición dominante que hoy ostentan no vaya en detrimento de la industria de biocombustibles porque tiene una característica importante porque está ubicada en pueblo del país que necesitan de esas plantas productoras porque generan inversión y salarios altos y produce energía para el mercado local para reducir las importaciones de combustibles. Cada litro de biodiesel que se produce en el país es un litro menos de diésel que hay que importar. Por el lado de las petroleras, que están obligadas a cumplir con el corte, pedimos un poco más de acción por parte de la Secretaría de Energía para que se cumpla con el corte con el gasoil y las naftas. Se tiene que cumplir con el proceso de retiros para que las plantas productoras puedan fabricar en tiempo y forma lo que el cupo indica. Hay que encontrar una salida en donde nadie pierda.

El año pasado hubo problemas de escasez y de logística en el gasoil. ¿Qué rol podrían cumplir puntualmente el biodiesel en un escenario similar?

Desde CEPREB estamos enfocados en explicar a la sociedad ese rol, que es muy importante. Por eso, quiero resalta la enorme importancia que tienen los biocombustibles para el desarrollo de las economías regionales y para el abastecimiento de la energía en la Argentina. Pero, también, la importancia en términos estratégicos que significa la industrialización de la biomasa y la bioeconomía. Las nuevas tecnologías que se desarrollaron en la última década (nanotecnología, la tecnología de la informática, entre otras) permiten que la bioeconomía pueda abastecer cadenas de valor de un montón de industrias. Por ejemplo, del poroto de soja se abastecen los cosméticos, la automotriz, la aeronáutica. De un poroto de soja se puede terminar con una cadena molecular de plástico exactamente igual que la del petróleo. Hoy en el mundo, a partir de alcanzar los objetivos de descarbonización de las economías, hay una nueva bio-legalidad, que significa que para entrar en muchos mercados a nivel mundial los productos van a tener que tener estándares verdes y renovables, y nosotros en la Argentina tenemos un potencial enorme. Para esto, hay que darle sustentabilidad y previsibilidad al sector de los biocombustibles para que pueda invertir y genere dólares.

-¿Cuáles son los principales desafíos de CEPREB este año?

El primer desafío es que las autoridades regulatorias entiendan que este sector invierte, genera valor, empleo, desarrolla las economías regionales y, por ende, no debe ser sacrificado por las coyunturas. En segundo lugar, tenemos que pensar en nuevos marcos regulatorios que permitan captar más inversiones para impulsar más el potencial de esta industria. Este sector comienza en los biocombustibles, pero tiene un fuerte potencial en todos los derivados de la biomasa (glicerina, polímeros, laboratorios, cosméticos, entre otros). El tercer desafío de la CEPREB es cómo vincularnos con los distintos actores de la sociedad para que sea el conjunto de los argentinos que se vean beneficiados por el rol que cumple esta industria. Acepté la responsabilidad que me propusieron una serie de compañías porque estoy convencido de que las energías renovables y la industrialización de la biomasa son dos pilares fundamentales para que nuestro país pueda salir adelante.

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, Roberto Bellato

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Arribaron transformadores para la Central Aña Cuá

En el proceso de montaje de la central hidroeléctrica Aña Cuá (complementaria de Yacyretá)arribaron 4 transformadores de potencia y accesorios, componentes electromecánicos para las obras de maquinización.

Fueron fabricados en Croacia y forman parte de la provisión electromecánica a cargo del Consorcio Siemens-Rieder, informó la EBY. Luego de 10 días de recorrido desde el puerto de Buenos Aires, la monumental carga arribó a la zona en la que se desarrollan las obras.

El gerente de Aña Cuá, Darío Jara, destacó que “estamos muy contentos de recibir el primer equipamiento electromecánico de gran porte, que llega a Aña Cuá, es uno de los equipos más grandes antes de las turbinas’’.

La consejera Ana Almirón aseguró que ‘’estamos recibiendo 4 transformadores de potencia que permitirán generar mayor energía y tener mayor potencia en la conexión con la Hidroeléctrica Yacyretá’’.

Cada unidad tiene un peso de 70 toneladas y considerando la totalidad de sus componentes el embarque total es de 350 toneladas. Estos transformadores permitirán elevar la tensión de 13,2 kV a 500 kV permitiendo la interconexión eléctrica entre la nueva central que se construye en Aña Cuá y la Central Yacyretá.

La llegada de este equipamiento permite que el cronograma de la obra avance dentro de los plazos estipulados para la construcción. Las tres turbinas de la nueva Central permitirán incrementar la generación de energía del Complejo Hidroeléctrico Yacyretá en un 10 % aportando 270 Megavatios de potencia instalada.

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Anuncian paro de petroleros en la CGSJ

El Secretario General del Sindicato del Petróleo y Gas Privado del Chubut, Jorge Avila, confirmó que los trabajadores petroleros pararán el 22 de marzo “en defensa de la Cuenca”. La medida de fuerza será de carácter general (con otros gremios), y advirtió que “si se rompe la paz social, no va a ser por culpa nuestra”.

El anunció fue realizado luego de una Asamblea convocada en el acceso al yacimiento El Tordillo que opera Tecpetrol, acompañado por miembros de Comisión Directiva y del Cuerpo de Delegados del gremio debido a que unos 150 Trabajadores por Equipo quedarían sin actividad.

“Esta Asamblea es una forma de demostrar la cantidad de Trabajadores que tiene este Yacimiento, que ya se achicó en 2016 con 500 despidos en un solo día, y hoy es una base que debe tener 500 compañeros y la quieren seguir achicando, y ahí es cuando empiezan las preocupaciones”, señaló Avila.

“Esto es una muestra, que las Operadoras grandes cada vez se van quedando con menos trabajadores y cuando nos demos cuenta va a pasar lo que alguna vez hicieron otras operadoras abandonando los yacimientos, entregándoselos así a la provincia”, señaló.

El dirigente sindical explicó que “nosotros expondremos nuestra situación en los términos legales que tenemos que hacerlo, y hemos logrado una reunión con el Viceministro de Trabajo a nivel nacional, que es importante para nosotros para armar una carpeta para cuando nos reciba (el ministro de Economía) Sergio Massa, en una reunión que está armando (el gobernador) Mariano Arcioni” (en procura de medidas para mantener operaciones en la Cuenca).

Avila describió que “la empresa no anunció bajar los Equipos. Lo que dijo es que va a paralizar las Operaciones por 90 días”.”Venimos de dos años de pandemia, el año de despidos donde casi se funde San Antonio, la gente pasó muchas miserias, y hoy que tenía la oportunidad de recuperarse salarialmente, se encuentra con este parate y la empresa va a despedir a todos los trabajadores contratados que tiene”, analizó.

El gremialista sostuvo que “el paro se convocó para el 22 de marzo y hoy lo ratificamos. Llevamos 90 días de conversar con todo el mundo de esto y estamos pidiendo otras reuniones con las Operadoras buscando arreglar esta situación”.

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Puma Energy estará presente en Expoagro 2023

Puma Energy se presentará en la nueva edición de Exporagro. Esto forma parte la estrategia de la compañía para continuar apoyando al sector agropecuario como motor del país y ofrecerle a cada productor los combustibles y lubricantes de la más alta calidad internacional.

En este sentido, a través de la alianza que mantiene con la Asociación de Cooperativas Argentinas (ACA), la empresa continúa alcanzado a cada vez más productores en los principales puntos productivos de la Argentina.

La compañía recibirá a cada visitante en el stand N°1149 con información de sus productos, acciones de la aplicación de beneficios Puma PRIS y un espacio de la tienda SUPER 7 que contará con actividades especiales, donde se podrá disfrutar de café y helados.

Actividades

Para los fanáticos del deporte motor, el martes 7 a las 15hs se realizará una presentación de la temporada 2023 del TC con la participación destacada del piloto Gastón Mazzacane y referentes del automovilismo. Además, habrá un simulador donde cada visitante podrá jugar a ser piloto de carreras. También estará disponible la exhibición de un muleto UTV del Puma Energy Rally Team, similar al que corrió Juan Manuel “Pato” Silvia en el último Dakar.

Puma Energy se sigue afianzado en el sector, produciendo la energía que el campo necesita, forjando alianzas con líderes del mercado y desplegando una extensa red de agroservicios.

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, Redaccion EconoJournal

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Por la suba del VAD, el impacto promedio en las facturas de Edenor y Edesur será del 89%

El gobierno oficializó la semana pasada la actualización en dos tramos del Valor Agregado de Distribución (VAD) que percibirán Edenor y Edesur. La recomposición será en abril de 108% respecto del último ajuste aplicado en marzo de 2022 y sumará otro 74% en junio. Por lo tanto, en el acumulado llegará al 261%. El impacto promedio en las facturas será de 89,2% y en algunos llegará al 136%.

Debido a la puesta en marcha de la segmentación, el impacto del VAD en la factura varía de acuerdo al nivel de ingresos de los usuarios ya que vienen pagando distintos precios por la energía eléctrica. La paradoja en este caso es que el incremento porcentual será levemente menor para los usuarios de Nivel 1 que renunciaron al subsidio porque, como ya vienen pagando facturas más abultadas, la incidencia que tendrá la variación del VAD será menor. 

Los Nivel 1 pagan la energía, sin contabilizar transporte ni distribución, con un menor subsidio. Por eso, desde que se puso en marcha la segmentación sus facturas son más caras. Como esa factura ya es más costosa que en los otros dos niveles, el precio del VAD, que es igual para todos, impacta menos en términos porcentuales en las facturas altas.

Desglose por nivel

Si se computa la variación acumulada que tendrá el VAD entre noviembre de 2022 y junio de 2023, el impacto en las facturas residenciales del usuario Nivel 1, que renunció al subsidio, oscilará entre el 65% y el 104%, de acuerdo a las distintas categorías de consumo. Por ejemplo, un hogar R1 que en noviembre pagaba una tarifa media de 872 pesos mensuales, a partir de abril pagará 1287 pesos y en junio 1491 pesos, lo que implica una suba acumulada de 71% en poco más de seis meses. Los R2 que venían pagando 2737 pesos mensuales de tarifa media, en abril pasarán a pagar 3983 pesos y desde junio 4501 pesos, un 65% mensual acumulado. Dentro de este nivel 1, el mayor aumento lo deberá afrontar el cliente R7 que en noviembre de 2022 pagaba 10.049 pesos, en abril pagará 16.030 pesos y en junio 20.962 pesos, un 104% acumulado.

Dentro del Nivel 2, catalogados como usuarios de bajos recursos, la variación acumulada del VAD entre noviembre y junio oscilará 80% y 136%, por encima de los aumentos porcentuales que afrontarán los usuarios de Nivel 1, aunque en pesos los montos son significativamente menores. El cliente R1 que en noviembre pagaba 492 pesos, en abril pasará a pagar 654 pesos y en junio 859 pesos, un 91% acumulado. Un R2 pagaba 1502 pesos en noviembre, en abril desembolsará 1930 pesos y en junio 2447 pesos, un 80% acumulado. El mayor impacto en este nivel lo afrontará un R7. Este cliente en noviembre pagaba una factura media de 6534 pesos, en abril pagará 9909 pesos y en junio 15.117 pesos, un 136% acumulado.

Por último, se ubica el Nivel 3, que engloba a los usuarios de ingresos medios, los cuales pagarán aumentos por encima del Nivel 1 y en línea con las subas del Nivel 2. En este caso, el aumento acumulado oscilará entre 83% y 130%. El cliente R1 que en noviembre pagaba 492 pesos, en abril pasará a pagar 732 pesos y en junio 937 pesos, un 92% acumulado. El mayor aumento lo deberá afrontar un hogar R7 que en noviembre pagaba 7853 pesos, en abril pasará a pagar 12.896 pesos y en junio 17.759 pesos, con un ajuste acumulado de 130%.

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, Redaccion EconoJournal

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Mujeres en la industria automotriz: ocho historias que inspiran

Guadalupe Navedo

«Hoy tenemos el objetivo de lograr un 35% de mujeres en puestos de liderazgo y un futuro con inclusión y diversidad en todas las unidades de negocios y áreas», dice Guadalupe Navedo, Head of People & Culture de Volvo Trucks and Buses Argentina.

Navedo se incorporó a Volvo en abril de 2022, luego de una vasta experiencia en distintas compañías, la mayoría multinacionales.

Su llegada a la compañía se produjo con el desafío de transformar el área de Recursos Humanos de la marca en dirección hacia una «gestión de personas y cultura basada en los principios y valores del Grupo», explica y confiesa: «Personalmente, me siento orgullosa de formar parte de este desafío y del cambio que sin dudas está ocurriendo».

A nivel global, Volvo aspira a que, para 2040, el 50% de su plantilla de colaboradores esté integrada por mujeres.

«Guada», como la conocen en la planta, es licenciada en Relaciones del Trabajo, egresada de la Universidad de Buenos Aires (UBA) y su expertise y perfil encajan perfectamente con lo que hoy se denomina un «HRBP» o Human Resources Business Partner, es decir un especialista en recursos humanos que, en vez de formar parte del departamento de RR.HH. de la empresa, trabaja codo a codo con la dirección de la compañía, forma parte eventualmente de su consejo de administración o bien se integra en un área de negocios concreta.

«A las mujeres que se plantean el desafío de trabajar en sectores donde aún predomina lo masculino les diría que sean ellas mismas, que busquen crecer desde sus competencias, que no se sientan intimidadas por la herencia que, en falta de diversidad, tiene ese trabajo al que aspiran ingresar o crecer», propone.

Navedo dice que «hace décadas sabemos que la diversidad potencia los resultados, por lo que trabajar en compañías que persigan valores sólidos como Volvo abre puertas, espacios de cocreación, vínculos sanos y carreras exitosas».

También tiene un mensaje para las compañías: «Les diría que es fundamental tener equipos de liderazgo que desafíen sus sesgos, procesos orientados a la igualdad de oportunidades y valores inclusivos que sean vectores a la hora de tomar decisiones», ya que son claves para «una cultura organizacional en donde muchas mujeres quieran formar parte».

RSE con perspectiva de género

Los objetivos de Volvo para lograr mayores porcentajes de mujeres y diversidad en la marca a nivel global se extienden también a sus acciones de responsabilidad social empresaria.

La perspectiva de género está presente, por ejemplo, en el programa de capacitación laboral que la marca lleva adelante con la Fundación Pescar, para promover el acceso a su primer empleo a jóvenes de colegios secundarios de la zona aledaña a las oficinas de Volvo Trucks y Buses en Gran Bourg.

Diana Vega

Atreverse

Diana es egresada de la Escuela Técnica N°2 de Ricardo Rojas, formó parte de esa experiencia de capacitación y actualmente trabaja como asesora de servicio en Gotland, concesionario oficial de Volvo.

«Fui parte de la primera camada del programa de la Fundación Pescar y Volvo, experiencia a partir de la cual pude conocer desde adentro una empresa y cómo desenvolverme en ella», apunta Diana.

Diana recibió en su cursada capacitación en inserción laboral y rotó, como parte del programa, por distintos sectores de la empresa, principalmente el taller, que la atrapó.

Diana Vega

«Fue en esa área cuando sentí que me atraía muchísimo la mecánica de camiones. Cuando, después de nueve meses,  finalizó el curso, 10 chicos hicimos la entrevista en Macro Service (cliente de Volvo Trucks), donde entré como ayudante de mecánica, y también fue donde aprendí voluntariamente a manejar los camiones», recuerda.

Diana dio así sus primeros pasos en lo que hace a la administración de un taller: «Realice carga y descarga de mercadería; aprendí a soldar; a cargar y descargar contenedores, entre otras cosas».

Fueron sus primeros pasos y reconoce que aprendió mucho. Sin embargo, en su mente estaba poder formar parte de Volvo. «Así fue como lo visualice allá por 2016,  cuando terminé el curso. Entonces, cuando se presentó la oportunidad, no dude en postularme ya que era un objetivo por cumplir para mí, porque así lo sentía. Lo planteé y agradecí mi proceso en Macro Service”.

Florencia Tramontini

Florencia Tramontini, otra joven egresada de una secundaria de Grand Bourg, está actualmente en Volvo, donde se desempeña como técnica mecánica.

«Me siento súper cómoda con todos en general, no solamente con los chicos del taller. Muy cuidada, siempre me aconsejan para bien; siento particularmente un muy buen apoyo por parte del equipo, rodeada de gente que siempre espera que uno mejore cada día un poquito más», explica Florencia.

Florencia Tramontini

Florencia también quiere aportar su experiencia como inspiración para otras jóvenes que quieren ingresar a la industria automotriz, como a cualquier trabajo donde predominen históricamente los varones: «No hay que tener miedo, no hay que tener prejuicios; en mi experiencia los varones siempre han estado dispuestos a ayudar en la mayoría de los casos, a darnos una mano, a enseñarnos; no veo como obstáculo la condición de mujer, para nadie ni para nada».

Ella recomienda a las chicas que aspiran a ingresar y que dudan o tienen un pensamiento negativo, que la clave es «ir viendo el carácter de cada persona» porque para ella «en eso se basa también el trato que se tiene con cada compañero; la clave es siempre ir y dar lo mejor de nosotros», concluye.

Jennifer López

Jennifer también se desempeña como técnica mecánica. Es otra joven estudiante de secundaria que realizó la capitación del programa Pescar Volvo: “Conocí a Volvo cuando entré al secundario técnico porque se hablaba de las pasantías que se hacían en la empresa cuando estás cursando el último año de colegio”, menciona.

Recuerda que participó de la entrevista para aplicar al programa junto con otros 200 chicos donde solamente iban a quedar 15 estudiantes y, afortunadamente, ella fue una de las seleccionadas. “Ya tenía un gusto por la mecánica desde que comencé el colegio y el curso en Volvo terminó de conversarme. Puedo decir que me gusta y me apasiona”.

Jennifer López

Luego de finalizar el curso, aplicó para un puesto en Volvo: “Había tenido una entrevista para otra área de la empresa y nunca me imaginé que me iban a llamar para el taller” donde trabaja desde enero de este año.

“Me siento muy bien trabajando allí”. El ambiente de la empresa y las personas con las que trabajan hacer que “me sienta muy a gusto” y agrega: “Al principio comencé con miedo y timidez porque pensé que no iba a cumplir con las expectativas porque es mi primera experiencia laborar”.

Cuando piensa en qué mensaje acercarle a otras mujeres a realizar tareas que tradicionalmente masculinas, las incita a que se desafíen, se capaciten y lo intenten. “Me pone muy feliz ser parte de un nuevo cambio dentro de esta la industria. Empresas como Volvo dan estas posibilidades y es una gran oportunidad que tenemos”, finaliza.

 Verónica Gómez Fernández

Las finanzas y la contabilidad de las empresas siempre han sido un territorio de varones. Sin embargo, Verónica Gómez Fernández, actual Chief Accountant – Accounting Manager de Volvo, asegura que, desde que ingresó a la empresa en 2015, a cubrir un puesto por una licencia de embarazo, «siempre me sentí incluida y respetada en mis opiniones, tanto antes como ahora».

Verónica Gómez Fernández

«Cuando ingresé a Volvo solo éramos 9 mujeres (de la cuales 2 eran gerentes/directores), con el tiempo este número se fue incrementando hasta hoy, que nuestra presidente es una mujer», subraya.

Verónica dice que, «a lo largo de estos años, he tenido muchísimos desafíos y un muy lindo crecimiento tanto laboral como personal».

«Pienso que, hoy más que nunca, con los cambios que se están observando, las mujeres deben atreverse e incluso no dudar en presentarse a trabajos donde predominan los hombres. En definitiva, su talento, su capacidad y valores se abrirán paso frente a ciertas inercias que en algunos ámbitos se arrastran de otras épocas», plantea.

Según  Gómez Fernández las empresas deben comprender que «la diversidad tanto en género como en otros aspectos, enriquece el ambiente laboral, los puntos de vista, ayuda a pensar diferente y a la búsqueda de nuevas soluciones».

Andrea Pérez

Andrea Pérez, vendedora de camiones en Volvo Trucks & Buses Argentina, coincide con Verónica en la descripción del ambiente laboral de la compañía: «En Volvo me he sentido protegida, acompañada e impulsada a crecer», afirma.

Andrea asegura que ha encontrado obstáculos cómo en todos los caminos laborales, pero  que, en particular, los de género, decidió superarlos «pensando en abrir camino a otras mujeres. Siempre he querido liderar desde el lugar que tengo, inspirando».

Andrea Pérez

«Llegué a Volvo como un desafío personal: desempeñarme en un rubro que era totalmente desconocido para mí. Me postulé pensando que tal vez no me llamarían por ser mujer, pero me sorprendí gratamente al recibir el llamado; me entrevisté con varios líderes de la marca que me hicieron saber que no iba a ser fácil, teniendo en cuenta que nuestro sector históricamente ha sido atendido por varones. Pero pasé satisfactoriamente las pruebas y ahí comenzó este hermoso recorrido, aprendiendo, escuchando, no tomándome nada personal y poniendo mi sello en todo lo que hago, gracias a esto he obtenido excelentes resultados», recuerda.

Andrea mira hacia atrás y ve un camino forjado a pulso, siempre con amor por su tarea, en una trayectoria en la que también afrontó temores y en el que, muchas veces, escuchó: ‘¿Una mujer vendiendo camiones?’ ‘No sirve para este negocio’. «Por eso en algunos momentos pensé que no lo lograría, pero la terquedad de no rendirse, es la mejor», advierte.

«A las generaciones que vienen les digo que hay oportunidades para todas, pero hay que arriesgarse. No hay peor obstáculo que el miedo, y un desafío asumido hoy es una gran experiencia en el futuro», sostiene y concluye: «En todas las compañías se debería implementar el reclutamiento inclusivo, asegurar equidad salarial e impulsar a las mujeres a seguir con sus carreras sin dejar a un lado su rol familiar».

Andrea Paredes

Andrea es instructora de conducción en Volvo Trucks y Buses Argentina. Desde muy chica supo, por compartir la profesión de su papá, que los camiones iban a formar parte de su vida. “Comencé acompañándolo todas las veces que podía, a todos sus viajes, y allí fui aprendiendo de todo”, cuenta.

Para ella, pertenecer a Volvo los siente como un privilegio en lo personal. “Volvo Argentina, jamás el género fue un aspecto que determinara un trato distinto. Tengo un compañero hombre con el que comparto viajes, capacitaciones y reuniones, y las tareas se distribuyen por igual, teniendo una relación de compañeros que se desarrolla con normalidad” y agrega, “las personas que reciben mis capacitaciones, sean dueños de transportes o choferes, me reconocen por la información y experiencia que tengo para transmitirles acerca de los camiones y buses”.

Actualmente, las empresas mundiales tienen otra perspectiva respecto del género de las personas, y ello se ve reflejado en que cada vez más mujeres ocupan lugares de liderazgo. “A las mujeres les diría que lo importante es hacer aquello que desean, lo que les apasione, porque cuando uno persigue ese objetivo los obstáculos o desafíos se vuelven menores. No importa si no hay mujeres en lo que quieren hacer o si les cuesta un poco más llegar a su objetivo, siempre hubo una precursora que hizo el camino y nosotras actualmente tenemos que ser las precursoras para las mujeres del futuro”, sintetiza Andrea.

Luz Elena Jurado

Así, la presidenta de la compañía es, precisamente, una mujer. Luz Elena Jurado, oriunda de México,  asumió ese cargo en julio del 2021,  luego de liderar la marca Volvo Trucks y Mack en su país.

Casada y con un hijo de 9 años, Luz Elena comenzó su trayectoria en el Grupo Volvo hace 24 años, donde logró ser la presidenta de dos compañías del grupo: Volvo Financial Services y Volvo Trucks México.

Luz Elena Jurado

«Volvo, tal vez por ser una empresa europea, siempre ha promovido la inclusión, la diversidad y la equidad. Desde muy joven trabajé en el Grupo y siempre me sentí respetada y con las mismas oportunidades que cualquier otra persona independientemente del género», afirma.

Según Jurado, los equipos de trabajo diversos son los más exitosos, ya que en ellos habrá diferentes puntos de vista que permitirán tener una visión completa y holística del negocio que, a su vez, llevará al equipo a tomar mejores decisiones. 

«Cada género tiene habilidades naturales diferentes y obvio cada persona tiene sus propios conocimientos y experiencias que, al juntarlas, enriquecen a la organización tanto desde el punto de vista de cultura organizacional como de resultados», explica.

Volvo hoy tiene mujeres en puestos estratégicos en diferentes líneas de negocio, tal es el ejemplo de la CEO global de Buses o bien la vicepresidente global de Desarrollo de nuevos Producto de Volvo Trucks.

“A las mujeres les diría que no hay trabajos por género, cualquier puesto es para todas las personas siempre y cuando tengas los conocimientos y experiencias que se requieren para llevarlo a cabo, y si quieres un puesto y nadie te lo ofrece, levanta la mano, expresa tu interés y aplica. Nadie va a saber que estas interesada en el si no lo manifiestas y te pones en acción”, comenta Jurado.

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, Agostina Visconi

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UPME anuncia la asignación de 7.493 MW de solicitudes de conexión de proyectos renovables

La Unidad de Plan eación Minero Energética (UPME) anunció este lunes los resultados de las 843 solicitudes de conexión de proyectos de generación y consumo de energía eléctrica interesadas en la asignación de capacidad de transporte al Sistema Interconectado Nacional “Con satisfacción le informamos al país que hemos asignado cerca de 7.500 MW, principalmente de tipo solar y eólica, que permitirán que el gran potencial de energía renovable no convencional del país pueda ser aprovechado, garantizando un servicio de energía eléctrica más confiable y competitivo, al habilitar mayores opciones en el mercado, además de aportar en el cambio de la matriz eléctrica del país“ precisó Adrián Correa, director general de la UPME.

El anuncio representa un gran logro en el marco de la política energética impulsada por el Gobierno Nacional.

De los 7.493 MW asignados, 5.774 MW corresponden a energía solar, posicionándose como la principal tecnología que estará liderando la transición energética del país con 147 proyectos. En segundo lugar se encuentra la eólica con 1.237,8 MW en 10 proyectos, 6 de los cuales son offshore por 349,8 MW. Así mismo, se registra una asignación de 169 MW de 7 proyectos hidroeléctricos y un nuevo proyecto de biomasa.

A nivel geográfico, se destacan las áreas operativas de Guajira-Cesar-Magdalena con una asignación de 1.620 MW, Caldas-Quindío-Risaralda con 1.297 MW y, particularmente eólicos en las áreas Centro-Oriental y Norte de Santander.

Los resultados que hoy presenta la UPME al país fueron evaluados bajo 6 criterios técnicos por medio de los cuales se priorizó la asignación de capacidad de transporte a proyectos de generación, tales como: aumento de confiabilidad, mejora de flexibilidad eléctrica (posibilidad para controlar el recurso), reducción de emisiones, reducción de restricciones (como agotamiento de red), reducción del precio de bolsa (energía más económica), menor impacto sobre las pérdidas de energía y el estado del proceso de licenciamiento ambiental.

Previamente, durante 2022, la UPME realizó diez 10 jornadas de socialización del proceso de solicitudes de conexión, 3 de las cuales fueron dedicadas exclusivamente a exponer la propuesta de la metodología de evaluación, recibir y discutir comentarios de promotores, agentes y ciudadanía en general, y presentar la versión definitiva para garantizar la apropiación de dichos criterios de asignación entre los interesados.

“Desde la UPME nuestro equipo humano ha llevado a cabo una labor titánica. Mientras que hasta 2014, por ejemplo, recibíamos un promedio de 10 a 15 solicitudes anuales, en esta oportunidad se recibieron 843 entre generación y consumo con la misma capacidad organizacional de hace 10 años, situación que pone de manifiesto no sólo el gran interés de iniciativas de generación con fuentes no convencionales de energía renovable, sino también la necesidad de seguir fortaleciendo la entidad, pues la transición energética pasa por la UPME

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Energía 2022: evolución positiva, pero con alertas

Monitor de Actividad Energética del mes de enero 2023, elaborado por la Universidad de La Matanza

Análisis de los  precios del petróleo y del gas 

En el último mes del año, el precio del crudo Brent cotizó en 80.9 US$ por barril, brindando una pronunciada baja respecto a los 90 dólares del mes anterior, y permitiendo obtener un promedio anual de 100.8 dólares, con lo que puede apreciarse una alta volatilidad (desvío estándar superior al 13%) durante el 2022. 

Esta baja afectó, en una proporción bastante menor, los precios de los crudos locales y de exportación. Estos últimos, según la fórmula, se siguen manteniendo por encima del precio Brent, con lo que aumento de la producción mediante, han mejorado las nanzas de las empresas operadoras y de las provincias que cobran regalías petroleras Gráfico 1. 

La volatilidad observada en el caso del crudo es mínima en relación a la del GNL, donde los contratos a término crecieron en relación a los cierres del mercado spot, cuyos precios se dispararon como consecuencia de la invasión rusa a Ucrania. De hecho, Argentina pagó precios de importación del orden de los 40 dólares el MMBTU en los meses de mayo y junio. Precios que terminaron bajando por debajo de los 12 dólares en octubre, que es un dato más bien testimonial, ya que la importación de GNL se extiende hasta el mes de agosto.  En el caso del gas de Bolivia, cuyo flujo es ininterrumpible, el precio ha venido subiendo por el efecto del rezago en la fórmula de ajuste. En el caso de los precios locales, los promedios de cuenca se mantienen en el orden de los 3.20 dólares el MMBTU. Es decir que lejos de la des dolarización, los precios locales promedio están cerca de un 20% en dólares por encima del valor del mismo período del 2021 Gráfico 2 . 

Análisis de precio de paridad de importación (PPI) de combustibles

Por su parte los precios de los combustibles líquidos referenciados al Golfo continuaron su tendencia alcista, lo que determinó un aumento de los precios de paridad de importación en naftas y gasoil, que tuvieron repercusión en los precios domésticos. Estos últimos, además de mantener la tendencia al alza, han visto incrementarse las disparidades geográficas Gráfico 3.

En relación a las disparidades de precios, en el gráfico que sigue puede verse el precio diferencial que tiene la Ciudad de Buenos Aires, donde los precios locales, a diferencia de lo que ocurre en otras ciudades, están todavía por debajo de la Paridad de Importación Gráfico 4. 

En la muestra presentada, es en la ciudad de Córdoba donde los combustibles Premium muestran los valores de venta al público más alto. Las razones podrían obedecer, por un lado al costo de ete de internación, pero también al hecho que se estén cobrando tasas municipales que impactan sobre el precio de surtidor. 

Análisis de la demanda Gas Natural 

La demanda de gas natural, donde la estadística llega al mes de noviembre, muestra una contracción en todos los segmentos, respecto al mismo período del año anterior, a pesar que según los datos del Estimador Mensual de la Actividad Económica (EMAE), ha habido una actividad 2.6% mayor a la del año anterior. No obstante, ni en la demanda industrial ni en la de centrales eléctricas se observa expansión Gráfico 5. 

Electricidad 

En este caso la estadística nos permite analizar hasta el mes de enero, aunque igualmente podemos cotejar que, desde noviembre, toda la demanda eléctrica viene subiendo. Aquí posiblemente se combinen efectos de nivel de actividad, climáticos y de tarifas que continúan deteriorándose en términos reales, con lo que no habría un compromiso de generar ahorros de parte de los usuarios Gráfico 6. 

Ciertamente, cabe señalar que las temperaturas medias del mes de enero 2023 fueron superiores a las medias del año anterior. Inclusive, segu ́n la estadística del SMN, el pasado enero fue el más cálido desde el año 1944. 

Combustibles 

líquidos 

Cuando analizamos el consumo de combustibles líquidos vemos que en el agregado estamos en niveles máximos de consumos. 

No obstante, y seguramente por un efecto precio, notamos que el aumento ha sido significativamente mayor en aquellos combustibles de menor grado (tanto en gasoil como en nafta) donde existe un subsidio de parte de las empresas hacia los consumidores. 

Si comparamos con el mismo período del año 2019; es decir previo a la pandemia, el consumo agregado está actualmente un 11% por encima de aquel Gráfico 7. 

Dinámica precio-costo de los servicios públicos 

El precio monómico de la energía inició una nueva trayectoria ascendente luego de la caída del mes de octubre pasado. El dato de enero 2023 es el más alto de toda la serie histórica, aunque cabe aclarar que está expresado en pesos. Respecto a ese respiro que habáa dado en el mes de octubre, el nivel actual es un 83% superior. Si se computa en dólares el precio monómico actual supera al del año anterior en 6 US$/MWh, pero al ajustar por tipo de cambio, la suba está por encima del 100%, lo que no está muy alejado de la in ación de los últimos 12 meses Gráfico 8. 

Tarifas 

Para el mes de enero, el ENARGAS dispuso aplicar un incremento de la tarifa que se verá reflejado en las facturas que llegarán en el mes de marzo y que en términos reales representa un aumento del 20% para los consumidores que habitan en la provincia de Buenos Aires. En el caso de la electricidad la disminución en términos reales obedece a que no se produce en esa fecha una actualización tarifaria y, por lo tanto, se erosiona el valor de la tarifa al ritmo del aumento de los precios locales (6%) Gráfico 9. 

Subsidios 

Habiéndose completado la estadística del año 2022 tenemos un nivel de subsidios a la energía del orden de 3 puntos porcentuales del PBI, lo que hace que, tomando el total de subsidios a la actividad económica, nos encontremos con un crecimiento de este total en 16% en dólares respecto del año 2021, lo cual extra limita las pautas jadas en el acuerdo con el FMI y genera una fuerte presión sobre las cuentas públicas Gráfico 10. 

Crack spread 

Aproximación a los márgenes de comercialización 

Como en anteriores informes, los márgenes de comercialización de las refinerías son calculados a partir del crack spread. 

En este sentido, se evidencia una cuantiosa reducción de los márgenes de re no estadounidenses, que se redujeron un 55% desde un nivel casi-record de octubre, con fuertes caídas en noviembre y diciembre, hasta llegar a un valor de 28 US$ por barril; esto es 3 dólares por encima del margen local, que en términos históricos está aún por encima del promedio. 

De esta manera el n del año 2022 muestra como prácticamente se alinearon los márgenes de los re nadores locales y los estadounidenses, donde la volatilidad ha sido mucho más elevada Gráfico 11. 

Análisis del balance cambiario-energético 

El desbalance generado por el sector energético se sigue profundizando. 

Hace 6 meses se había alcanzado un record histórico que continuó profundizándose mes a mes hasta diciembre. 

De hecho, en diciembre 2015 el desequilibrio, que había sido record, se encontraba en 900 millones de dólares por debajo del de diciembre 2022, que roz ́o los 8400 millones de déficit. 

Este déficit es de alguna manera “gemelo” al que mostramos en el caso de los subsidios, y obedece a la necesidad de importar a precios que están muy por encima de los precios y tarifas domésticas Gráfico 12. 

Producción convencional y no convencional

En el caso del gas natural, la declinación convencional comenzó  bastante tiempo atrás, aunque si consideramos el último año la extracción No Convencional sólo se incrementó un 5%. 

Actualmente el gas natural representa un 55% del total del gas extraído y a lo largo del año 2022 el aumento del No Convencional prácticamente compensó la caída del Convencional, con lo que la producción se mantuvo constante Gráfico 13. 

Las producciones convencionales de petróleo y gas continúan en declinación mientras las No convencionales siguen la senda alcista. 

No obstante, esta divergencia está mucho más acentuada en el caso del petróleo. 

Cuando comparamos contra diciembre 2022 vemos que la producción Convencional cayó un 2.3% mientras la No Convencional aumentó un 33%, generando una participación de este último tipo de extracción del 45%, cuando 12 meses atrás representaba un 38% Gráfico 14. 

A continuación, se muestran los porcentajes de participación de la producción no convencional sobre el total producido Gráfico 15. 

Emisiones de CO2

A continuación, se muestran los valores de las emisiones de CO2 por GWh generado por el sistema eléctrico hasta el 4to trimestre del año 2022 Gráfico 16.

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El 2023 comenzó con un nuevo récord de producción

La senda alcista de los hidrocarburos argentinos continúa de la mano de las políticas de estímulo a la inversión. Con más de 627 mil barriles diarios, en enero de 2023 se alcanzó el mayor volumen de producción de petróleo desde 2008. La producción de petróleo y gas en la Argentina acumula nuevas cifras positivas de acuerdo con los últimos datos de la industria consolidados por la Secretaría de Energía. En el primer mes del año 2023 la producción de petróleo escaló hasta un total de 626,6Mbb/d, lo que representa un incremento de 0,7% respecto del mes inmediatamente anterior, y un […]

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