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Galuccio destacó el potencial de Vaca Muerta para convertir a la Argentina en un exportador de energía

Vista proyecta reducir costos en un 27% en el transcurso de este año. El aumento de la producción total está proyectado en un 13%, en tanto busca disminuir en un 47% las emisiones de gases de efecto invernadero. En el marco de un roadshow con inversores en la Ciudad de Nueva York, el presidente y CEO de Vista, Miguel Galuccio, mantuvo una entrevista con una cadena televisiva financiera con quién compartió su mirada sobre el sector energético nacional y mundial. “Lo que necesitamos es crear un marco energético macroeconómico y político que nos permita desarrollar plenamente nuestros recursos. Para eso, […]

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Malvinas- soberanía: Cafiero se reunió con su par británico y propone reiniciar discusión sobre la soberanía en ONU, luego de notificarle el fin del comunicado conjunto de 2016

En el marco de su participación en la Cumbre de Cancilleres del G20 que se realiza en la ciudad de Nueva Delhi, República de la India, el canciller Santiago Cafiero se reunió hoy con su par del Reino Unido, el secretario de Estado para Asuntos Exteriores, Mancomunidad y Desarrollo, James Cleverly. Cafiero le informó a Cleverly que el gobierno argentino da por finalizado el Comunicado Conjunto del 13 de septiembre de 2016 https://www.cancilleria.gob.ar/es/actualidad/comunicados/comunicado-conjunto-9 conocido como “Foradori-Duncan”. Asimismo, el jefe de la diplomacia argentina formuló una propuesta para reiniciar negociaciones por la soberanía en la Cuestión Malvinas e invitó a concretar […]

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Argentina culminó el mejor enero en cuanto a petróleo se refiere en los ultimos 16 años gracias a Vaca Muerta

Debido a la producción récord de petróleo de Neuquén, Argentina vio su mejor enero en 16 años. El incremento de producción en Vaca Muerta fue de 626.558 barriles de petróleo por día. Debido a la producción récord de petróleo de Neuquén, Argentina vio su mejor enero en 16 años. Según datos oficiales de la Secretaría de Energía, el incremento de producción en Vaca Muerta fue de 626.558 barriles de petróleo por día. Se ha alcanzado la marca más alta de enero desde 2007, que también fue el mes que registró las mayores ganancias de enero en más de dos décadas. […]

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Un crudo informe advierte que Comodoro dejó de ser la capital nacional del petróleo a manos de Neuquén

El informe anual sobre la producción de hidrocarburos en Argentina, elaborado por el Instituto Argentino de Energía Gral. Mosconi, dio un duro panorama sobre la actividad petrolera en áreas convencionales del país, como la cuenca San Jorge, al reseñar que entre 2012 y 2022 la producción cayó casi un 23% en esta región. “Vaca Muerta está en ascenso productivo pero todas las cuencas convencionales están en lamentable declinación crónica –advirtió el presidente del IAE, Jorge Lapeña-. Neuquén se perfila como nueva capital de los hidrocarburos de Argentina, desplazando a la capital histórica de Comodoro Rivadavia”. Según se desprende del trabajo, […]

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Massa viajará la próxima semana a EEUU para participar de un evento de YPF

La compañía publicará sus resultados financieros para 2022 y su objetivo estratégico a medida que se acerca su 30 aniversario desde que ingresó por primera vez a Wall Street. Sergio Massa, ministro de Economía de Argentina, viajará la próxima semana a Estados Unidos para asistir a un evento organizado por la petrolera argentina YPF en Nueva York, informaron este miércoles a EFE fuentes oficiales. Massa asistirá como invitado especial a la celebración del “Día de YPF” en la Bolsa de Valores de Nueva York el 10 de marzo en honor al 30 aniversario de la cotización de las acciones de […]

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Bolivia: Doce decretos y resoluciones flexibilizan exploración y explotación de hidrocarburos

El gobierno de Luis Arce aprobó durante la gestión 2022, al menos seis decretos y seis resoluciones ministeriales para soltar el chaleco de fuerzas del sector hidrocarburífero y la Ley 3058, sin necesidad de pasar por el Legislativo, con el fin de flexibilizar al límite las condiciones y mecanismos de exploración y explotación de hidrocarburos, atraer inversiones extranjeras y facilitar la importación de combustibles líquidos. Durante la reciente rendición de cuentas final de la gestión pasada, el ministro de Hidrocarburos, Franklin Molina mencionó, la normativa Upstream aprobada para la fase de exploración y producción, como la Downstream, para la fase […]

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YPF define si ejecuta un derecho de preferencia para quedarse con la Central Dock Sud

El pasado 17 de febrero la empresa italiana Enel informó que le vendió a Central Puerto el 75,7% que poseía en Central Costanera. Además, agregó que firmó un acuerdo para traspasarle a la misma empresa su participación de 41,2% en la Central Dock Sud, aunque aclaró que esa operación estaba sujeta a “ciertas condiciones”. Ese último detalle no es menor porque la venta involucra a un tercero en disputa. YPF controla el 40% de Central Dock Sud y tiene un derecho de preferencia para igualar la oferta de Central Puerto en un plazo de 30 días, según informaron a EconoJournal fuentes cercanas a la compañía. Si lo hace, esa central térmica pasaría a estar controlada en un 80% por la petrolera nacional, quedando Pan American Energy (PAE) como accionista minoritario.

Central eficiente

La Compañía Alemana Transatlántica de Electricidad (C.A.T.E.) comenzó la construcción de la Central Dock Sud en 1907. Por aquel entonces fue conocida como “La Gran Usina” y tuvo un papel fundamental en el desarrollo del uso de la electricidad. En diciembre de 1996 se firmó el contrato para la instalación del ciclo combinado y en la actualidad opera con una potencia instalada de 870 megawatt (MW), un ciclo combinado de 797 MW y turbinas de gas de 73 MW, siendo una de las centrales más modernas y eficientes del país.

Su situación contrasta con la Central Costanera, una empresa que tiene varias máquinas fuera de servicio y tecnología desactualizada. Es por eso que Central Puerto ofreció más dinero por la Central Dock Sud. De hecho, pagó 48 millones por el 75,7% de Central Costanera y US$ 54 millones por el 41,2% de Central Dock Sud.  

A su vez, la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (CAMMESA) les ofreció recientemente a las empresas generadoras de energía eléctrica dolarizar una parte de los pagos con el objetivo de promover las inversiones necesarias para garantizar el funcionamiento del parque de generación en el mediano plazo, lo que constituye un incentivo adicional para desembarcar en la empresa.

YPF decide

Como YPF ya está adentro del paquete accionario de la compañía (YPF Luz posee el 30,6% e YPF otro 10% en forma directa) tiene un derecho de preferencia para igualar la oferta de Central Puerto. En este escenario, lo lógico sería que YPF igualara la oferta para tomar el control de Central Dock Sud, pero la decisión final aún no está definida.

YPF Luz apostaba en sus inicios a ser uno de los cinco grandes jugadores del sector de generación eléctrica y este sería un paso contundente en esa dirección. Con un mayor market share, YPF podría sentarse en la mesa que suele definir cuestiones regulatorias con el gobierno. Históricamente, cuatro empresas tienen reservada una silla en ese ámbito de definiciones: Central Puerto, Pampa, AES y ENEL.

YPF controla el 75,01% de YPF Luz, pero el 24,99% restante está en poder de la firma BNR Infrastructure Co-Investment Limited, que se reparte en partes iguales entre General Electric y la china Silk Road Fund.

Fuentes cercanas a la petrolera indicaron que la relación de YPF con este accionista minoritario no es la mejor, ya que la compañía extranjera ha sido muy conservadora a la hora de evaluar alternativas de expansión debido a la delicada situación macroeconómica que atraviesa el país. Resta saber si ese punto podría convertirse en un impedimento a la hora de decidir.

Un segundo aspecto a tener en cuenta pasa por la forma de pago. Central Puerto desembolsó 54 millones de dólares, pero lo hizo en una cuenta del Citibank en el exterior, al margen del cepo. Por lo tanto, a YPF no le va a alcanzar con ofrecer 54 millones de dólares al tipo de cambio oficial y hay que ver qué margen tiene, siendo una empresa controlada por el gobierno, para sacar 54 millones de dólares en medio de la crisis actual y depositarlos en el exterior.

El tercer y último punto que YPF también pondrá sobre la balanza es si conviene destinar ese dinero a la compra de Central Dock Sud o si decide invertirlo en Vaca Muerta. De hecho, durante el último año la firma les pidió a sus subsidiarias repatriar utilidades para financiar el upstream.

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, Redaccion EconoJournal

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Autorizan suba del 5% del bioetanol y petroleras reclaman un mayor aumento en los surtidores para marzo

La Secretaría de Energía, a cargo de Flavia Royón, aumentó 5% el precio del bioetanol de caña y de maíz que se mezcla obligatoriamente con las naftas antes del expendio en las estaciones de servicio. Las petroleras advierten, según indicaron fuentes privadas a EconoJournal, que la tasa de devaluación mensual se ubica cerca del 6%, es decir, lejos del 4% que había prometido el ministro de Economía, Sergio Massa, en diciembre cuando se anunció el acordó con las refinadoras bajo el paraguas del programa Precio Justos.

Si bien este entendimiento es verbal y no está ratificado en un documento por escrito, lo informado fue que el precio de los combustibles aumentaría un 4% mensual entre diciembre y febrero y un 3,8% en marzo. Las mismas fuentes del sector remarcaron que las compañías petroleras aspirarán este mes a un aumento mayor al porcentaje establecido en el acuerdo de Precios Justos.

Bioetanol

Por su parte, los productores de este biocombustible esperaban un nuevo aumento porque el etanol tiene un precio regulado que sigue a la evolución del valor en surtidor de las naftas de YPF en la ciudad de Buenos Aires. De todos modos, en el sector manifestaron que por el incremento de los costos este aumento “ayuda al sector, pero está por debajo del precio que debería tener”, según fuentes consultadas por EconoJournal.

Los productores, principalmente pymes, vienen reclamando a la cartera energética y a Massa que aplique una “fórmula sustentable para establecer un precio de los biocombustibles a largo plazo” para que los costos no estén por arriba del precio, según explican las cámaras del sector. Los últimos aumentos del bioetanol se ubicaron entre el 4% y 5%.

Suba

La medida se publicó este viernes en el Boletín Oficial a través de la Resolución 115. Por la Ley 27.640, el bioetanol se mezcla en un 12% (6% caña y 6% maíz) con las naftas para el mercado interno. El precio del etanol de caña, que se produce en los ingenios tucumanos, y el de maíz, que se elabora sobre todo en las provincias del centro del país, saltó de 129,3 a 135,3 pesos por litro para las operaciones llevadas a cabo a partir del 16 de febrero. El precio del etanol de febrero de 2022 era de 65,4 pesos por litro.

En el caso del biodiesel, que se mezcla con el gasoil, los productores también reclaman una fórmula para la evolución del precio. Además, advierten sobre el impacto negativo en los costos que afectaría el abastecimiento la implementación del dólar soja 3, el tipo de cambio diferencial que viene aplicando Massa para incentivar las liquidaciones del campo.

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, Roberto Bellato

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El Gobierno confirmó que la luz aumentará hasta 60% en abril y junio

El Gobierno definió este miércoles que los aumentos de tarifas de la energía eléctrica para el Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA) aumentará un 60% promedio anual en abril y junio.

A través de las Resoluciones N° 240 y 241/2023, el ENRE publicó este miércoles los cuadros tarifarios de las distribuidoras eléctricas EDESUR S.A y EDENOR S.A para el año 2023, con una readecuación de un 60% promedio que se aplicará en dos tramos, el primero en abril y el segundo en junio.

De acuerdo al comunicado del organismo, “en consonancia con lo anunciado el 6 de febrero, la readecuación tarifaria implicará para más del 70% de los usuarios residenciales (3.8 millones aproximadamente) comprendidos en las categorías R1 y R2, incluidos 700 mil beneficiarios de tarifa social, un aumento en la factura media que no superaría $ 348 en el primer tramo, y $ 421 en el segundo tramo”.

Y explica: “En el caso de los usuarios de Tarifa General, el aumento promedio para abril 2023 con respecto a los cuadros vigentes se ubicará en un 34% promedio”. Este porcentaje se aplicará en las boletas de los comercios, hogares, industrias y otros usuarios.

Asimismo, en el marco de esta readecuación tarifaria, el ENRE “ordenó a las distribuidoras EDENOR S.A y EDESUR S.A que presenten el plan de inversiones para el año 2023 con las obras necesarias para la expansión y mejora de la red eléctrica, a fin de garantizar la normal prestación del servicio eléctrico para todas las personas usuarias”.}El Interventor del ENRE, Walter Martello, aseguró que “para definir esta actualización de tarifas se tuvo como criterio central la protección de la economía familiar de los usuarios de recursos medios y bajos”, al tiempo que destacó que “no se otorgaron los incrementos solicitados por las empresas que oscilaban un 300%, sino una recomposición de tarifas justa y razonable, menor a la inflación minorista proyectada para este año, y que obliga a las empresas a realizar las inversiones necesarias para garantizar un servicio de calidad”.

CÓMO SE VERÁ EL AUMENTO

En el detalle de las resoluciones se menciona que los hogares de:

-Usuarios NIVEL 1 (hogares de mayores ingresos) y que tengan un consumo medio (categoría R2) enfrentarán una factura final promedio de abril de entre $3.100 y $3.300.
-Usuarios NIVEL 3 (ingresos medios) observarán en sus facturas un aumento promedio de $1.700 y $1.800.
-Usuarios NIVEL 2 (ingresos bajos): notarán un aumento en la factura final promedio de impuestos entre $1.500 y $1.600.

Fuente: https://www.politicargentina.com/notas/202303/49565-el-gobierno-confirmo-que-la-luz-aumentara-hasta-60-en-abril-y-junio.html
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Fabricantes líderes en energía solar debatirán sobre tecnología en Future Energy Summit

Inicia la cuenta regresiva para el próximo megaevento de Future Energy Summit. El sector de las energías renovables se reunirá este 29 y 30 de marzo, en los salones de conferencias del Hotel Intercontinental Real de la ciudad de Santo Domingo.

Empresas de prestigio asistirán a esta entrega denominada “Latam Future Energy: Mexico, Central America And The Caribbean Renewable Energy Summit”. Tal es el caso de fabricantes líderes en energía solar que se destacan en el ámbito local e internacional como Astronergy, Ennova, Growatt, Huawei Digital Power, Longi, JA Solar, Jinko Solar, Risen, S-5!, Solis, Sungrow y Trina Solar.

El escenario elegido para el megaevento se destaca por las oportunidades manifiestas para tecnología fotovoltaica en los distintos segmentos del mercado.

Si bien, República Dominicana registra apenas 405,48 MW correspondientes a ocho centrales de energía solar fotovoltaica instaladas en el Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI), las concesiones definitivas otorgadas en años precedentes han dotado de una nueva dinámica al mercado que se presta a dar lugar a nuevos proyectos de generación.

Sólo durante 2022 se otorgaron concesiones a 645,3 MWn de capacidad a instalar, de los cuales, 638,3 MWn corresponden a capacidad solar fotovoltaica. Aquella cifra supera lo logrado durante el 2021, donde los proyectos para generación eléctrica con concesión definitiva sumaron 563,6 MW.

Future Energy Summit ofrecerá el espacio oportuno para analizar el estado de la energía solar fotovoltaica, nuevos desarrollos y soluciones tecnológicas en este y otros mercados de la región.

 

Es por ello que referentes empresarios participarán de este megaevento con dos jornadas de debate de alto nivel que además brindará espacios de networking para explorar sinergias y cerrar negocios.

Entre los destacados ponentes que contará este evento, los fabricantes del sector solar fotovoltaico han confirmado a:

Gonzalo Feito – Andean, Caribbean and Mexico Regional Head – Sungrow 

Hancel Marte – Solution and Sales Manager – Huawei Digital Power 

Victoria Sandoval – Sales Manager Mexico – JA Solar

Marco Ricci – Latam Sales Manager – Solis

Eduardo Solís – Marketing Manager LATAM – Growatt

Eduardo Ventura – Sales Manager México, Central America & Caribbean – Risen

Ricardo Palacios – Gerente de Ventas para Centroamérica y Caribe – Jinko Solar

Oliver Quintero  – Key Account Manager  – Sungrow

Juan Rodriguez Benavides – Solar & Storage Director – Huawei Digital Power 

Victor Sobarzo – Senior Manager, Business Development – JA Solar 

Sergio Rodríguez – Service Manager Latinoamérica – Solis 

Rafael Burgos – CEO – Ennova

 

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Vaca Muerta: fabrican en Mar del Plata un novedoso equipo de fractura abastecido a gas natural

El presidente de QM Equipment, Pablo Fiscaletti, destacó que comenzarán a probar en marzo una novedosa bomba de fractura de 5000 HP impulsada por una turbina a gas. Este tipo de tecnología tiene el potencial de ahorrar millones de litros de gasoil en Vaca Muerta por año y reducir las emisiones en las operaciones de upstream.

«Es una tecnología muy innovadora, es de vanguardia lo que estamos haciendo. Es el resultado de muchos años de fabricar estos equipos, de entender mucho el negocio de nuestros clientes, cuál son sus costos y los problemas que tienen y qué cosas quieren mejorar», explicó Fiscaletti consultado por EconoJournal.

«Hay una reducción de costos muy importante con este tipo de maquinaria porque la inversión de capital es muy parecida a la de las bombas tradicionales, pero en la parte operativa hay una reducción de costos muy significativa, sobre todo en el gasoil. En Vaca Muerta se utilizan más o menos unos 200 millones de litros de gasoil por año en servicios de fractura. Todo eso se podría reemplazar utilizando el propio gas de Vaca Muerta, generando un ahorro importantísimo para las compañías y para el país por las importaciones de gasoil», profundizó sobre el tema.

«En Vaca Muerta se está trabajando fuerte en reducir las emisiones de la producción de hidrocarburos. Una máquina como esta bomba tendría un impacto muy positivo», añadió Fiscaletti.

Otro beneficio de la turbina es que puede impulsar bombas más grandes. «En un yacimiento podés encontrar 30 bombas de fractura en operación. Con este equipo se podría reducir el número a ocho o diez, lo que reduce el tamaño de la locación que se debe preparar para el set de fractura, se reduce la cantidad de equipos que se transportan al yacimiento», explicó.

QM Equipment está diseñando la turbina con Eco2Power, otra firma nacional. «Es una inversión a pulmón de varios millones de dólares que estamos haciendo porque entendemos que es el futuro del fracking. Por suerte hay mucha expectativa, todas las operadoras y compañías de servicio que tomaron contacto con el proyecto lo quieren probar. En marzo lo ponemos en marcha y si todo sale bien en abril lo ponemos en locaciones en Vaca Muerta», proyectó el presidente de la empresa.

«Nuestra expectativa es que en el primer semestre del año que viene haya una flota de estas funcionando en Vaca Muerta, serían unos 50.000 HP», añadió.

Bombas de fractura

QM Equipment celebró además un nuevo hito en el segmento de bombas de fractura con la entrega del equipo N°81 a Tenaris, llegando así a un total de 200.000 HP de potencia diseñados y fabricados en Mar del Plata desde 2004. «En este mes de febrero hemos alcanzado los 200.000 HP de equipamiento en bombas de fractura. Para ponerlo en perspectiva, hoy en Vaca Muerta están operando alrededor de 600.000 HP. Solo en el primer semestre de este año vamos a estar entregando otros 70.000 HP», explicó Fiscaletti.

La bomba de fractura, comúnmente denominada “fracturador”, es la pieza clave en los sets de fractura que se utilizan para preparar los pozos de Vaca Muerta para lograr extraer hidrocarburos. Tenaris es el cliente de la bomba N°81 que será utilizada en Fortín de Piedra. QM Equipment también exporta equipos, habiendo vendido bombas en Estados Unidos, Canadá, Rusia y Medio Oriente.

«A lo largo de los años hemos diseñado y construido todos los equipos que son necesarios para desarrollar los trabajos de fractura y estimulación para pozos no convencionales. Todas las empresas que brindan estos servicios de fractura en Argentina han confiado en nosotros para la construcción de equipos», explicó Fiscaletti.

«Nuestra fábrica de 31.000 m2 está construida en un predio de 13 hectáreas y tenemos 32 puentes grúas con capacidad de izaje de hasta 80 toneladas. Estamos listos para construir todo el equipamiento que Vaca Muerta demande en los próximos años», aseguró sobre las capacidades industriales de la compañía.

La empresa también brinda soluciones de mantenimiento de flota y de repuestos e insumos para la operación, además de poseer una sede en Neuquén para brindar servicios de Inspección y Ensayos no destructivos.

Oportunidades en offshore

El proyecto de exploración offshore de Equinor en el mar argentino genera expectativa en Mar del Plata por lo que puede significar para la economía local. Consultado por este tema, Fiscaletti señaló que ya tienen experiencia proveyendo equipos para operaciones offshore, principalmente al Brasil.

«En los pozos de exploración no se ve tan inmediata la necesidad de equipamiento, pero sí una vez que el proyecto tome dimensión. Si uno mira hace diez años, en Vaca Muerta se estaban realizando los primeros pozos exploratorios, y hoy representa el 55% de gas y el 45% del crudo del país. El offshore hoy esta en el mismo estadio que Vaca Muerta hace diez años», explicó.

«Trabajamos muy fuerte en contarle a la comunidad todo el impulso económico que genera la producción de hidrocarburos, la cadena de valor industrial, científica y comercial que eso genera», concluyó.

 

 

Fuente: https://econojournal.com.ar/2023/02/vaca-muerta-fabrican-en-mar-del-plata-un-novedoso-equipo-de-fractura-abastecido-a-gas-natural/

 

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La incomprensible falta de inversión en el sistema de transporte eléctrico que quedó expuesta con el gigantesco apagón

El gobierno informó este miércoles que el incendio de unos pastizales cercanos a General Rodríguez fue lo que provocó el gigantesco apagón que dejó sin luz a 6 millones de hogares, industrias y comercios. El ministro de Economía, Sergio Massa, realizó por la noche una denuncia ante el juzgado federal de Campana para que investigue el hecho. Más allá de quienes hayan sido los responsables del fuego, el apagón dejo nuevamente expuesta la vulnerabilidad de un sistema de transporte eléctrico jaqueado por una incomprensible falta de inversión.

Los datos sobre la evolución acumulada de la capacidad de transporte no dejan dudas sobre la desidia oficial durante la última década. Entre 1992 y 2013 la capacidad acumulada de transporte se amplió un 99%, pero desde esa fecha hasta la actualidad solo trepó otros 5 puntos porcentuales para totalizar una ampliación de 104%. Es decir, en los últimos diez años no se hizo prácticamente nada para robustecer el sistema. Solo sumaron capacidad de transporte de alta tensión en el Noreste Argentino.

Lo que sí mejoró en la última década fue la capacidad acumulada de transformación. Hasta 2013 había trepado un 98% respecto de 1992 y en la actualidad se ubica en un 161%. Es decir, el Estado no invirtió en nuevas líneas de transporte e intentó disimular ese déficit con estaciones transformadoras que permiten elevar los flujos de energía sobre las líneas existentes. El problema es que cuando esas líneas de alta tensión se desenganchan, de nada sirve la mayor capacidad de transformación.

La falta de líneas de transporte nuevas lo que hizo fue complicar las tareas destinadas a normalizar el servicio porque no hubo forma de recomponer los niveles de tensión que se vieron afectados por el desenganche inicial de tres líneas de 500 Kv.

La responsabilidad por la falta de inversión en transporte es compartida. En los últimos dos años del gobierno de Cristina Fernández de Kirchner no se invirtió casi nada. Durante el macrismo tampoco y en el gobierno de Alberto Fernández recién se observa una leve ampliación en 2021, pero insignificante en relación con el problema estructural que enfrenta la red de alta tensión.

Ahora que la vulnerabilidad quedó expuesta, las distintas facciones oficiales, que durante los primeros tres años de gobierno protagonizaron una guerra palaciega que paralizó la gestión de la Secretaría de Energía, se tiran con distintos informes tratando de deslindar sus evidentes responsabilidades. Fuentes cercanas al cristinismo salieron en las últimas horas a filtrar en off the record que sí se están haciendo obras y citaron como ejemplo la línea de alta tensión Vivoratá – Bahía Blanca, de 300 kilómetros en 500 kV, que está próxima a ser inaugurada. Sin embargo, esa obra es un ejemplo más de la inacción oficial porque fue iniciada en 2014 y todavía no se la pudo terminar.

Mientras tanto, puertas afuera el gobierno busca poner el foco en el incendio con la esperanza de que la atención pública se centre exclusivamente ahí. Como si fuese algo normal que una quema de pastizales en General Rodríguez derrumbe la demanda nacional de energía un 44% en cuestión de minutos, de 26.500 MW a solo 15.000 MW, dejando sin luz a 6 millones de usuarios.

 

 

Fuente;:https://econojournal.com.ar/2023/03/la-incomprensible-falta-de-inversion-en-el-sistema-de-transporte-electrico-que-quedo-expuesta-con-el-gigantesco-apagon/

 

 

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La CRE aceptará sólo 15 trámites de proyectos de energía eléctrica al mes y 50 petroleros: incertidumbre para las renovables

El pasado 28 de febrero se publicó en el Diario Oficial de la Federación (DOF), el acuerdo en el que la Comisión Reguladora de Energía (CRE) reanuda plazos y términos legales.

Ese mismo día la Comisión Nacional de Mejora Regulatoria (CONAMER) aprobó la medida por lo que entró en vigor a partir de marzo del 2023.

En total los folios serán asignados conforme a lo siguiente: 50 al mes en materia de hidrocarburos, 15 de electricidad y 120 en pre registros. Según la resolución, el número de atención de trámites mensuales podrá incrementarse una vez que se atienda la totalidad de los asuntos que se refieren la acción primera.

En este marco, ejecutivos Admonitor, firma especializada en dar transparencia sobre el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), confían a Energía Estratégica: “Previo a este comunicado, estaba todo parado, a pesar de recibir solicitudes no se tenía certidumbre en el tiempo de resolución. Entonces, es un avance, pero nuevamente la regulación se queda corta y su alcance es insuficiente”.

“Es una muestra de que la CRE tiene que emitir este tipo de regulaciones, pero carecen de robustez todavía. Específicamente para la reanudación de plazos: el acuerdo que se publicó queda distante de lo que el sector requiere”, argumentan.

Golpeados en los últimos años por demoras en los permisos por parte de la CRE y la cancelación de subastas para proyectos de energías limpias, el sector privado ve el acuerdo como una buena noticia, pero con muchos asegunes.

En tanto, los expertos de Admonitor comentan:La resolución debería llevar un transitorio que indique los tiempos que se tomará la Comisión Reguladora de Energía para desahogar todas las solicitudes que tiene en la mesa hoy en día”.

“La CRE no confirmó qué pasará con todas las solicitudes que se emitieron en la pandemia.  Estas quedaron inciertas y pueden tardar años”, aseveran.

En este sentido, afirman que no hay transparencia desde el órgano regulador: “A pesar de que la medida es clara en cómo se debe evaluar, el dictamen es incierto. El instrumento, solo da certeza del número de solicitudes que se van a ingresar, pero los criterios de evaluación siguen siendo poco nítidos. La CRE emite solo un dictamen de rechazo o aprobación sin dar suficiente sustento de los parámetros analizados”.

 

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El Consejo de Estado suspendió el avance de Petro sobre la intervención de tarifas eléctricas

Ayer se produjo un suceso clave para el sector energético colombiano. El Consejo de Estado suspendió de forma provisional del Decreto 227 con el cual el Presidente de Colombia quiere reasumir las funciones de las Comisiones de Regulación de los servicios públicos, como el de energía y gas.

Se trata de una medida relevante para el sector de las energías renovables, sobre todo de la autogeneración, ya que la intervención tarifaria aplicada indiscriminadamente podría generar desincentivos en esta actividad, como ocurre en Argentina.



¿Qué implicancias tendrá ello? En una entrevista para Energía Estratégica, Hemberth Suárez Lozano, Socio fundador de OGE Legal Services, analiza el estado de situación.

¿Qué efectos tiene esta decisión?

Muchos y todos positivos.

Tiene un efecto de seguridad jurídica y confianza para el inversionista. Una vez más está claro que Colombia es un País en el qué hay buenas señales para invertir. Esta decisión es una muestra de ello y es muestra de independencia entre el Gobierno y el poder Judicial.

Tiene un efecto jurídico y es que el Presidente no puede asumir las funciones de la Comisión de Regulación de Energía y Gas, hasta tanto no se adopte una decisión final por parte del Consejo de Estado.

Lo digo con ahínco, el Presidente Gustavo Petro no podrá expedir resoluciones para modificar las reglas del Mercado de Energía Mayorista.

¿Qué apartes le parece relevante de esta decisión?

Que el Decreto expedido por el Presidente de Colombia es contrario a la Constitución Política, aunque sea preliminarmente, pero es inconstitucional.

También merece destacarse que la decisión indicó que al primer mandatario de la Nación no le es posible reasumir unas funciones que no le han sido conferidas expresamente por el ordenamiento jurídico.

¿Desde OGE creen que la decisión definitiva será diferente, es decir, que el Decreto sí permita al Presidente reasumir funciones de la CREG?

Apuesto a que el Decreto será declarado inconstitucional. De eso estoy seguro en un 100%.

¿Entonces los inversionistas pueden estar tranquilos para participar en la subasta y en el mercado Colombiano?

Un rotundo sí. Hagan una debida diligencia regulatoria e inviertan en Colombia y en la Transición Energética.

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Farina: “No es normal que haya dos apagones en menos de 5 años y eso significa que hay un problema grave”

El gobierno nacional informó que el incendio de unos pastizales debajo de tres líneas de transmisión de 500 kV a pocos kilómetros de General Rodríguez (Buenos Aires) y la salida de aproximadamente 10000 MW de capacidad del sistema eléctrico fue lo que provocó el gigantesco apagón que dejó sin luz a más de cinco millones de hogares, industrias y comercios.

Incluso, el ministro de Economía, Sergio Massa, denunció el hecho que dejó de manifiesto la falta de inversión en redes de transmisión en el país y la necesidad de robustecer el sistema y descentralizar la oferta de generación. 

“No es normal que haya dos apagones en menos de 5 años y eso significa que hay un problema grave de lo que se había dicho tras lo acontecido en 2019. Es obvio que con mayor inversión y redundancia de líneas, esa potencia que se desconectó, encontrarían por dónde ir y no habría un colapso”, afirmó Paulo Farina, ex subsecretario de Energía Eléctrica, en conversación con Energía Estratégica. 

“Tenemos un problema de fondo, que una inversión resolvería, pero no es tan lineal, ya que se debe traer la generación principalmente al consumo de Buenos Aires, provincia que está sobrecargada. Es decir que si se cae una línea, no sólo se podrían sacar solamente 1000 MW, sino que se recalientan las estaciones transformadoras y en realidad se deben quitar 3000 MW y allí es un efecto en cadena”, agregó. 

En otras palabras, bajo la mirada del especialista, tanto la sobrecarga del anillo del AMBA, la falta de líneas “para que haya redundancia” y que las reservas se encuentren en el mismo lugar donde está la generación, son tres cuestiones que podrían haber afectado aún más al problema generado por la quema de pastizales debajo de las tres líneas de transmisión de extra alta tensión. 

¿Cómo resolverlo? Una de las posibilidades para no volver a afrontar una situación similar, más allá de las inversiones en infraestructura de transporte eléctrico, resultaría un mayor fomento a la generación distribuida. 

“Servirá todo lo que evite la concentración de oferta en una sola ruta hacia la demanda, y obviamente que la generación distribuida es un ejemplo de ello”, manifestó. 

Córdoba analiza otras alternativas a futuro

El ministro de Servicios Públicos de Córdoba, Fabián López, le solicitó a la Empresa Provincial de Energía de Córdoba (EPEC) que elabore un informe de factibilidad técnico – económica, y de corresponder, una propuesta para que la provincia pueda funcionar total o parcialmente en modo isla en pos de disminuir o evitar el impacto energético ante la ocurrencia de un evento similar en el futuro. 

“El sistema de distribución eléctrico provincial se vio afectado por causas ajenas al mismo. Por lo que se le pidió a EPEC, como agente del mercado eléctrico mayorista, que estudie si es posible y a qué costo, teniendo en cuenta que EPEC genera, transporta y distribuye y que hay otros privados que generan e inyectan a la red, con muchas renovables”, detalló en diálogo con este portal de noticias. 

“Debería estar para la semana que viene, que diga si es factible siempre y cuando se tengan en cuenta y se realicen ciertas acciones que llevan un cierto monto de inversión. Y si cierra, iremos a la elaboración de la propuesta de cómo instrumentarlo”, amplió. 

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Análisis: contrapunto entre los planes de soberanía energética y la licitación de 450MW en Honduras

En el ámbito privado siguen de cerca las actualizaciones del proceso de licitación LPI N° 100-010-2021 que busca la contratación de 450 MW a precios competitivos, a largo plazo y bajo un BOT (Build, Operate and Transfer) con la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE).

A dos meses de publicados los Términos de Referencia para la Elaboración de las Bases de esta Licitación continúan algunos interrogantes sobre las ofertas de Capacidad Firme y Energía que se podrán realizar y su correspondencia con la política actual.

“El plan de gobierno decía que iban a buscar soberanía energética; o sea, tratar de utilizar los insumos internos del país para producir la energía que necesitábamos. Pero estoy viendo con un poco de tristeza y de frustración, que los términos de referencia que emitieron recientemente más bien orientan todo hacia energía derivada de productos térmicos, ya sea gas, diésel o búnker”, advirtió Eduardo Facusse, presidente de la Cámara de Comercio e Industrias de Cortés (CCIC).

En conversación con Energía Estratégica, el titular del CCIC valoró que si bien sería un atino el limitar de esta convocatoria a las ofertas provenientes de centrales a carbón, también se podría desplazar a las energías renovables al preparar una convocatoria exclusivamente para participantes que puedan ofrecer potencia firme, ya que se excluiría a la gran mayoría de fuentes renovables a disposición en Honduras y, al ser discriminadas, se reduciría el número de potenciales oferentes, lo que a su vez podría repercutir en obtener los mejores precios del mercado.

“Indirectamente se podría estar dejando a un lado la participación de energías renovables y tenemos muchos insumos para seguir aprovechándola localmente”, consideró Facusse.  

Y agregó: “que se esté escogiendo potencia firme y energía puede llevar a que se continúe incrementando la importación de combustibles contaminantes para centrales térmicas firmes, en vez de generarla internamente con alternativas renovables. Eso me entristece mucho y realmente no va de la mano con el discurso político que nos vendieron”.

Por lo pronto, desde la actual administración de gobierno, órgano regulador y empresa eléctrica estatal no han anunciado el lanzamiento oficial de esta licitación de 450 MW, ni cambios a las Bases respecto a los Términos de Referencia.

Lo que sí han comunicado desde el sector público es que están avanzando en proyectos junto a la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE) paralelamente al proceso de licitación de 450 MW.

Tal es así que, recientemente anunciaron junto a Total Eren la firma de un contrato PPA para el suministro de energía eléctrica a partir del proyecto eólico “San Marcos” de 112 MW (ver más).

En lo que respecta a solar fotovoltaica, la ENEE a través del Fosode estaría finalizando la primera etapa de una planta solar híbrida de 1.2 MW en la isla de Guanaja.

Y finalmente en hidroeléctrica estarán realizando la actualización de estudios para las represas de Los Llanitos y Jicatuyo, que podrían alcanzar los 300 MW de capacidad a instalar.

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AGER analiza nuevos requisitos en las bases de la licitación a largo plazo de Guatemala

La Asociación de Generadores con Energía Renovables (AGER) sigue de cerca el proceso de Licitación Abierta PEG-4-2022 para contratar potencia y energía eléctrica para el periodo del 1 de mayo del 2026 al 30 de abril del 2041.

En una capacitación para partes interesadas, expertos de AGER señalaron que existen algunas particularidades de esta licitación que la distinguen ampliamente de las tres convocatorias PEG anteriores.

Una particularidad bastante innovadora en este proceso de licitación es que las plantas de generación renovable que ya están en operación pueden hacer una combinación tecnológica para mejorar su oferta.

Por ejemplo, una hidroeléctrica, que ya haya estado en operación comercial, que no tenga contrato vigente en la actualidad y quiera participar en este proceso de licitación, puede hacer una combinación con un nuevo proyecto de otro tipo de tecnología para hacer una propuesta más competitiva y aplicar a un contrato de 15 años en vez de un contrato a 4 años.

«Una característica bien importante que tiene esta opción de hacer una combinación hidro-solar o hidro-eólica es que tanto la solar o la eólica no deben estar necesariamente instaladas en la misma ubicación de la central hidroeléctrica», observó Fernando Rios, gerente general de Business Plus y facilitador de capacitaciones de AGER.  

En el caso de las térmicas, señalaron que si los oferentes plantean que su propuesta involucra cambiar la generación de una central existente -por ejemplo, de bunker o carbón hacia gas natural- esto podrá ser considerado también como una planta de generación nueva de cara al proceso de licitación.

«Si se hacen esos cambios de fuentes energéticas, se le va a denominar una planta de generación nueva. Típicamente, las que hacen esos cambios son las centrales bunker motivadas por los aumentos de los costos de los combustibles y terminan optando por gas natural», consideró Fernando Rios.

En tal sentido, mencionaron que actualmente una central de 35 MW de Orazul Energy Guatemala, se encuentra haciendo ese cambio de fuente energética pero que aún transita la fase de ejecución del proyecto.

Para todo tipo de central nueva que oferte Potencia Garantizada es preciso señalar un detalle adicional que se ha incorporado en este proceso y que en las PEG precedentes no había sido exigido:

Fernando Rios, gerente general de Business Plus y facilitador de capacitaciones de AGER

“Un requisito nuevo que se contempla en las Bases de esta licitación es que cuando sean plantas de generación nueva que van a ofertar Potencia Garantizada deben presentar a las distribuidoras un estudio de prefactibilidad para tener una certeza de que el proyecto está en un nivel avanzado de desarrollo y no contar con oferentes que vayan a cursar todo el proceso de la licitación y posteriormente vender el contrato”, señaló el experto de Business Plus.

En línea con eso, otra característica importante es que los oferentes que resulten adjudicados dentro del proceso de licitación serán quienes deban responder de principio a fin por ese proyecto y tendrán una prohibición de ceder el contrato para que otra empresa lo pueda construir.

De esa manera, la medida fue valorada como un  «candado» que están poniendo las distribuidoras dentro de las bases de la licitación para asegurarse de recibir ofertas firmes y proponentes comprometidos con la ejecución de nuevos proyectos.

Los Generadores Distribuidos Renovables (GDR), que son centrales de hasta 5 MW conectados a redes de distribución, también deberán presentar estudios de prefactibilidad técnica, incluyendo cuánto será la producción de energía que van a estar entregando, en qué red de distribución se conectarán y cuál será el monto de pérdida que tendrán, para recibir toda la información necesaria por parte de las distribuidoras para realizar los estudios de factibilidad. En el caso de los generadores renovables superiores a 5 MW deberán hacer el mismo procedimiento pero mediante el transportista de la red a la que se conectarán.

Las centrales nuevas, cualquiera fuera su tecnología, además deberán sumar una declaración jurada donde conste que los componentes sean totalmente nuevos y, en el caso de los oferentes que realicen cambios de fuente energética, deberán mencionar todas las inversiones adicionales que vayan a realizar y estas deberán ser con equipamiento nuevo.

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ANEEL prepara una convocatoria de proyectos estratégicos de hidrógeno verde

La Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL) de Brasil trabaja en una convocatoria pública destinada a la innovación en proyectos estratégicos de hidrógeno verde que involucre a diversos sectores y entidades interesadas. 

El llamado tendrá por objetivo conocer los impactos en el sector eléctrico y sus externalidades, identificar las oportunidades para dicho segmento, proponer mejoras regulatorias, el desarrollo de tecnología y soluciones nacionales, la creación de nuevos negocios y redes locales de innovación de H2V y el propio avance en la certificación de dicho vector en el país. 

Los proyectos se podrán concretar en un plazo máximo de 48 meses, prorrogable por un año, y habrá posibilidades de trabajo. La primera estará enfocada en el avance de partes, componentes o prototipos de equipamiento requerido, en tanto que la segunda oportunidad se dará para plantas piloto de hidrógeno verde. 

“Este último caso podrá ser a partir de la propia producción de hidrógeno renovable o la contratación de energía limpia para la generación de dicho vector”, explicó Paulo Luciano de Carvalho, superintendente de investigación, desarrollo y eficiencia energética de la entidad. 

Grupo liderado por Brasil establecerá requisitos para certificación de hidrógeno a nivel internacional

¿Cuándo se lanzará la convocatoria? “Depende de ANEEL publicar el aviso con las definiciones, los lineamientos y los parámetros de evaluación inicial para la aprobación y ejecución de los proyectos” aseguró el especialista. 

Aunque se espera que en marzo se abra una consulta pública con los lineamientos y el aviso público para poder elaborar el llamado estratégico, el cual se prevé que esté aprobado y publicado en junio de este año. 

Mientras que la presentación y evaluación de propuestas será hasta septiembre y la aprobación de las mismas se dará a mediados de noviembre, según explicó Paulo Luciano de Carvalho. 

Los pasos del H2V en Brasil

Días atrás Río Grande do Sul lanzó su estrategia estatal de hidrógeno verde, con la que se estima alcanzar más de 100 GW renovables instalados en los próximos años y que los costos para la producción del H2V ronden de 2,1 a 3,4 USD/kg.

Pero ella no es la única iniciativa, ya que desde el sector privado también se han dado diversos hitos en el país, a tal punto que a nivel nacional existen 26 proyectos de hidrógeno, de los cuales 17 ya se encuentran en ejecución y 9 concluidos, que entre otros representan inversiones de más de 200 millones de reales (media de 7 millones por proyecto), según detallaron desde ANEEL. 

Incluso, a fines de diciembre, la empresa EDP produjo su primera molécula de hidrógeno de origen renovable en su planta de producción de São Gonçalo do Amarante, Ceará, en el noreste de Brasil.

Mientras que a futuro, la consultora Roland Berger pronosticó un potencial de R$ 100 mil millones para dicho sector y señaló que el el país podrá ser uno de los grandes jugadores a nivel mundial, pero que necesitará añadir 70 GW de electrólisis y 170 GW de capacidad renovable, además de incentivos para la producción.

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360Energy lanza nueva emisión de bono verde para el financiamiento de parques solares

Dichas Obligaciones se encuentran denominadas en dólares estadounidenses, y serán integradas en pesos al tipo de cambio de integración, con una tasa de interés fija a licitar de forma trimestral, bullet, para la ON Clase 2, y semestral para la Clase 3, pagaderas en pesos al tipo de cambio aplicable. Las mismas se encuentran listadas en el Panel de Bonos SVS de Bolsas y Mercados Argentinos (BYMA) y Mercado Abierto Electrónico (MAE).

En el 2022, 360Energy lanzó su primera Obligación Negociable Verde por USD 20 millones a una tasa del 1,25% y recibió ofertas por casi el doble de este monto. Este año, la empresa va por más y redobla su compromiso con la transición hacia un escenario energético cada vez más diversificado y con mayor participación de la energía solar fotovoltaica.

Los fondos obtenidos serán destinados a financiar la construcción del Parque Solar Fotovoltaico La Rioja II, el cual se estima generará 230GWh/año una vez comenzada su operación, constituyéndose como el Parque Solar más grande de la empresa.

Este proyecto consolida el rol protagónico de 360Energy en la industria. Al respecto, Cecilia Dragonetti, CFO de la compañía afirma: “Estamos comprometidos con la transición energética del país y tras una primer colocación muy exitosa, vamos por una segunda que alienta la inversión en energías renovables, uno de los sectores de mayor potencial y crecimiento en Argentina y el mundo”

360Energy posee más de 10 años de trayectoria en la industria de la energía solar fotovoltaica. Es una compañía que integra el desarrollo, construcción, operación y mantenimiento de parques solares, y la comercialización de energía renovable.

Actualmente, cuenta con 8 parques solares propios en las provincias de San Juan, La Rioja y Catamarca por una potencia de más de 100MWp y se encuentra construyendo el primer parque solar de la empresa YPF Luz en la provincia de San Juan. Además, presenta más de 197MWp (167MWac) adjudicados con prioridad de despacho y un importante pipeline de proyectos en desarrollo.

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Neoelectra Chile firma nuevos PPA´s e incrementa en un 15% su cartera de comercialización eléctrica

El Grupo Neoelectra continúa creciendo en Chile como partner energético global tras la creación de Neoelectra Energía Chile, unidad de negocio que arranca este 2023 con la firma dos PPA´s, tras haberse adjudicado la licitación de la Compañía Chilena de Fósforos (CCF), para suministrarle 7,8 GWh al año de energía eléctrica durante seis años (periodo 2023-2029).

A lo que se suma la adjudicación de la licitación de energía eléctrica de la Universidad de Las Américas (UDLA), para suministrarle 1,8 GWh al año a dos de sus sedes ubicadas en Santiago Centro y en Providencia (Región Metropolitana) durante el periodo 2023-2028.

Ambas operaciones implican un incremento del 15% en la cartera de la comercializadora de electricidad en Chile, que actualmente engloba el suministro de 74,6 GWh/año de electricidad. El objetivo es alcanzar los 110 GWh/año de cara al 2024, según el Plan Estratégico & Desarrollo Corporativo de Neoelectra, lo que supondrá un 25% del negocio del Grupo en el país.

“La adjudicación de ambos PPA´s se enmarcan en una propuesta energética integral, con contratos de energía eléctrica a largo plazo. En el caso de la Compañía Chilena de Fósforos tenemos perspectivas para desarrollar proyectos enfocados en mejorar la eficiencia energética de la fábrica, con el objetivo de aumentar su eficiencia de energía eléctrica y térmica”, explica Eduardo Rodríguez Sepúlveda, Business Manager de Neoelectra Energía Chile.

Añadiendo que “nuestra propuesta cobra especial valor para la industria, en el contexto de los requisitos que exige la Ley de Eficiencia Energética, el número actual de clientes libres y la futura implementación de la Ley de Portabilidad, a los que ofrecemos un amplio abanico de soluciones energéticas sostenibles y renovables, con la garantía que nos da ser parte de un Grupo con más de 20 años de experiencia en el mercado, como partner de clientes industriales que apuestan por la eficiencia energética”.

En este contexto, Eduardo Rodríguez destaca que “los acuerdos de largo plazo contribuyen a asegurar un suministro energético estable a los clientes que forman parte del régimen libre, a los que Neoelectra ofrece precios competitivos, condiciones favorables respecto al mercado con una atención preferencial ajustada a sus necesidades”.

A raíz de las condiciones actuales que están afectando al mercado eléctrico chileno, el Business Manager de Neoelectra Energía Chile recomienda a los clientes del régimen libre, mirar con meses de anticipación las ofertas para renovar contratos para así poder conseguir las mejores condiciones”. 

La comercializadora 

Al igual que en la Península Ibérica el modelo de Business Intelligence que está implementando Neoelectra en Chile es el mismo de España, a nivel de partner energético global para industriales.

A los que suministra servicios de alta eficiencia energética para conseguir mejores rendimientos, reducciones de costes e incrementos de beneficios en los procesos que conllevan altos consumos energéticos (electro-intensivos), en sectores como la alimentación, química, farmacéutico, azulejero, entre otros. Lo que cobra especial relevancia en el contexto actual debido a la elevada volatilidad de precios.

“Neoelectra Chile ofrece suministro eléctrico altamente competitivo a clientes de mercado libre desde Arica a Castro con una oferta muy completa, ya que además de suministro eléctrico y servicios industriales para activos energéticos, contamos con capital propio para la ejecución de proyectos. Sumado a un amplio expertise en eficiencia energética, auditoría, Operación y Mantenimiento y energías renovables, proporcionando un servicio 360º a clientes industriales”, destaca Marcos Pérez, Country Manager de Neoelectra Chile.

Recordemos que en marzo de 2022, a solo cinco años de su llegada al país, Grupo Neoelectra decidió reforzar su oferta de servicios energéticos en Chile, con el lanzamiento de su propia comercializadora de energía eléctrica para clientes industriales, pertenecientes a sectores como la alimentación, la química, los procesados, el farmacéutico o los electro-intensivos.

“En paralelo, contamos con Energika Conade, nuestra filial de servicios industriales para activos energéticos, con una oferta integral de servicios que ofrece capital propio para la ejecución de proyectos, además de expertise en materia de eficiencia energética, auditoría, operación y mantenimiento, introducción de energías renovables, proporcionando un servicio 360º a clientes industriales”, argumenta Marcos Pérez Mayoral.

Un Business Manager con un gran recorrido 

El desarrollo y crecimiento de la comercializadora cuenta con el Know How de Eduardo Rodríguez Sepúlveda, Business Manager, responsable de abrirse paso en el mercado chileno. De profesión Ingeniero Civil Eléctrico egresado de la Universidad de Chile, diplomado en Mercados Eléctricos del Futuro y su Regulación, ha desarrollado su carrera en compañías como Atria Energía, Enel o IMELSA.

“La puesta en marcha de la comercializadora de Neoelectra Energía en Chile es un gran desafío. Sin duda, un reto con un gran potencial de crecimiento para aportar una mejora sustancial a los contratos de suministro de energía eléctrica de clientes industriales”, explica Rodríguez Sepúlveda.

Compañía Chilena de Fósforos  

Empresa chilena fundada en 1913, encargada de desarrollar productos sustentables con insumos de alta calidad para uso cotidiano como fósforos, cubiertos de madera, iniciadores de fuego, productos para el hogar y calefacción, además de frutas de exportación (arándanos, cerezas, manzanas y vides). La compañía trabaja en base a sus propios bosques, creando productos que se obtienen de plantaciones sustentables certificadas. Actualmente a nivel forestal tienen certificación FSC y en cuanto al consorcio de agricultura, Rainforest Alliance.

Ambas certificaciones internacionales supervisan el trabajo anual que desempeña la compañía, alineada a una visión de vanguardia y compromiso tanto con el medioambiente como con el entorno. Hoy en día todas sus filiales trabajan alineadas en fomentar la sustentabilidad, a través de un manejo responsable de sus bosques. Conoce más acerca de CCF en www.fosforos.cl

Universidad de Las Américas 

Es una corporación privada, sin fines de lucro, fundada en 1988 y que obtuvo su autonomía en 1997. Con más de 34 años de vida, la institución tiene 7 campus distribuidos en sus sedes de: Santiago, Viña del Mar y Concepción.

Su comunidad está conformada por 26 mil estudiantes, 64 mil egresados, 3 mil académicos y docentes, más 500 personas en su planta administrativa. Desde septiembre de 2020 forma parte de la Fundación Educación y Cultura. UDLA Es una universidad pluralista, inclusiva, laica y responsable que abre oportunidades de acceso a la educación superior.

Neoelectra Chile 

“Desde la llegada del Grupo al país en 2017, el crecimiento de Neoelectra Chile ha sido exponencial. En solo cinco años ha adquirido un activo de cogeneración a biomasa que suministra vapor y energía eléctrica a Masisa (Cabrero), en 2021 terminó de adquirir el 100% de las acciones de Energika Conade, filial de servicios industriales para activos energéticos y durante el 2022 lanzó la comercializadora de energía eléctrica para clientes industriales, replicando el modelo de la comercializadora de España.

De acuerdo al plan estratégico de la compañía, los próximos pasos están enfocados hacia las energías renovables y a la adquisición de nuevos activos, explica Antonio Cortés Ruiz, CEO y Consejero Delegado de Grupo Neoelectra. 

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EDP presentó su plan estratégico 2023-2026: desplegará 4,5 GW renovables al año

EDP aumenta su ambición de liderar la transición energética impulsando aún más su plan de inversiones y sus objetivos en el Plan de Negocio actualizado 23-26, que se presentó ayer en Londres.

En un contexto en el que la emergencia climática y la seguridad del suministro son cada vez más preeminentes, el grupo aumentará su inversión global hasta los 25.000 millones de euros para impulsar las energías renovables, reforzar su posición en las redes eléctricas y apoyar a sus clientes en la transformación hacia un mundo más sostenible.

El Plan de Negocio 23-26 permitirá conseguir los compromisos de EDP de cero emisiones netas y sigue un enfoque selectivo y disciplinado, asignando el 85% de la inversión total a renovables, clientes y gestión de la energía y el 15% a redes eléctricas en mercados de rápido crecimiento y bajo riesgo en 4 polos regionales: Europa (40% del plan de inversión), Norteamérica (40%), Sudamérica (15%) y Asia-Pacífico (5%).

El ritmo de inversión anual de EDP aumentará un 30%, hasta los 6.200 millones de euros, manteniendo un crecimiento sostenible y la excelencia ESG dentro de una organización preparada para el futuro.

«Hoy reforzamos nuestra ambición de liderar la transición energética basados en un portfolio competitivo y sólido, una estructura financiera robusta, un equipo experto y bien preparado la voluntad de contribuir a un mundo con un clima más favorable para las generaciones venideras. Este Plan de Negocio refuerza nuestra ambición de crecimiento, al tiempo que impulsa aún más nuestro compromiso con el planeta y la creación de un valor superior para todos», afirma Miguel Stilwell d’Andrade, Consejero Delegado de EDP.

El plan de inversión combina tecnologías convencionales y emergentes

La eólica terrestre y la solar a escala comercial representarán cada una el 40% del plan de inversión de 21.000 millones en energías renovables, complementado por tecnologías emergentes como la generación solar distribuida (12%), el almacenamiento y el hidrógeno (3%).

La energía eólica marina representará el 5%, con un aumento de la capacidad a través de Ocean Winds, y proporcionará una visibilidad significativa del crecimiento en los próximos 10-15 años. Una combinación diversificada de tecnologías renovables reforzada y respaldada por una cartera hidroeléctrica con un sólido perfil de generación de flujos de caja, que, además, aporta flexibilidad y capacidad de almacenamiento.

En el segmento de redes eléctricas, para el que se compromete un plan de inversión de 4.000 millones de euros, EDP seguirá creciendo y diversificando su cartera, que sirve como estabilizador del grupo.

Los objetivos de negocio actualizados incluyen alcanzar 400.000 kms de líneas de distribución, 9 millones de contadores inteligentes (+500 mil vs. 2022) y 12 millones de puntos de conexión (+2,5 Mn vs. 2022).

El nuevo Plan de Negocio se apoyará en la plataforma comercial para acelerar el crecimiento y la creación de valor, centrándose en una estrategia de oferta de venta cruzada que combina múltiples soluciones para clientes, como generación solar distribuida, PPAs, movilidad eléctrica, servicios, eficiencia energética, flexibilidad de la demanda y almacenamiento.

La innovación y la digitalización seguirán estando en el centro de nuestra estrategia, impulsando el cambio y acelerando la transición energética con una inversión reforzada de 3.000 millones de euros hasta 2026.

Reconocimiento de los objetivos Net zero y 3000 nuevas contrataciones

EDP seguirá allanando el camino para un mañana mejor, en concreto a través de su objetivo de llegar a ser Net zero en 2040 desde todos los puntos de vista y haciendo evolucionar toda la cadena de valor, desde los clientes hasta los proveedores.

Este compromiso ha sido validado recientemente por la Science Based Target Initiative (SBTi), que ha reconocido las mejores prácticas de EDP en materia de acción climática en total consonancia con el objetivo de mitigación de la temperatura de 1,5 ºC basado en la ciencia.

Se trata de un objetivo ambicioso que refuerza el posicionamiento global de EDP en la estrategia ESG y la construcción de un planeta más sostenible. El equipo EDP -formado por más de 13.000 empleados en todo el mundo de 63 nacionalidades diferentes – sostiene, con su empuje y diversidad, los ambiciosos objetivos del grupo.

El Plan de Negocio actualizado prevé 3.000 nuevas contrataciones hasta 2026 y alcanzar los 14.000 empleados, con un 31% de mujeres en puestos de liderazgo, basando la estrategia de talento en la atracción, la experiencia y el desarrollo y renovando su reconocimiento como empleador de primer orden en cada zona de influencia.

EDP seguirá allanando el camino para un mañana mejor, en concreto capacitando a las comunidades para que desempeñen un papel activo en la transición energética, protegiendo el planeta para las generaciones venideras y comprometiendo a sus socios para lograr una transformación impactante.

El grupo invertirá hasta 200 millones de euros en iniciativas de impacto social de aquí a 2026.

Finanzas sólidas con una mejor remuneración al accionista

EDP aprovechará su distintivo modelo de rotación de activos para cristalizar el valor y potenciar aún más el crecimiento.

Tras un historial de rotación de activos de 20.000 millones de euros en la última década, el grupo espera ahora alcanzar los 7.000 millones de euros en ingresos y plusvalías hasta 2026.

Y, al mismo tiempo, sigue plenamente comprometido con un sólido rating BBB que respaldará estructuralmente el ciclo de inversión que se avecina y mantendrá una firme posición de liquidez que cubrirá las necesidades de refinanciación más allá de 2025.

El grupo también se ha comprometido a ofrecer un valor superior a través de un crecimiento sostenido del beneficio por acción (BPA) y una sólida política de dividendos con un suelo cada vez mayor para los accionistas.

Con la previsión de que el beneficio neto recurrente alcance los 1.400-1.500 millones de euros en 2025, el dividendo mínimo por acción (DPS) aumentará gradualmente de 0,19 a 0,20 euros, mientras que el objetivo de pay-out se revisará hasta el 60-70%.

EDP Renewables mejoró su política de dividendos a un ratio de pay-out del 30-50% a través de un scrip dividend que proporciona una remuneración flexible y competitiva a sus accionistas, alineada con el mercado.

Ampliación de capital para apoyar la ambición de crecimiento

Con el objetivo de promover la simplificación de la estructura corporativa, EDP ha anunciado hoy el lanzamiento de una oferta pública de adquisición del 100% de su filial cotizada EDP Brasil, participada en un 56,05%, para adquirir las acciones en manos de los accionistas minoritarios.

Para financiar la OPA, EDP tiene la intención de captar fondos propios, mediante la ampliación de capital social, por un importe de 1.000 millones de euros. El lanzamiento y la realización de esta operación estarán sujetos a las aprobaciones corporativas y al cumplimiento de condiciones de mercado favorables.

EDP ya cuenta con el compromiso de CTG, ADIA y GIC por un importe agregado de hasta 600 millones de euros, sujeto a las condiciones finales del mercado. Se espera que la exclusión de cotización de EDP Brasil concluya en el segundo semestre de 2023.

Brasil es un mercado considerable con sólidos fundamentos y oportunidades de transición energética, en el que EDP seguirá centrándose en las redes y las energías renovables mediante una reorganización de la cartera.

Desde 1995, EDP Brasil ha crecido hasta tener 2 concesiones de distribución de electricidad con 3,8 millones de clientes, líneas de transmisión con más de 2.000 kms y 2GW de capacidad hidroeléctrica. EDP Renewables Brasil, fundada en 2009, tiene 1,1 GW de renovables en operación.

Esta operación reforzará el foco en los segmentos de renovables y redes, con reducción de la exposición a la hidroeléctrica y la salida de la térmica. Simultáneamente, y con el fin de financiar parcialmente su plan de inversión actualizado, EDP Renewables tiene la intención de captar fondos propios y ha firmado un acuerdo de inversión con Lisson Grove Investment Pte Ltd, una filial de GIC Pte Ltd., el fondo soberano de Singapur y uno de los principales inversores mundiales a largo plazo, por el que este último se compromete a suscribir acciones nuevas por valor de unos 1.000 millones de euros en una ampliación de capital.

El compromiso de GIC de suscribir acciones de EDPR estará sujeto a la decisión de EDPR de poner en marcha la operación en el momento oportuno en función de las condiciones del mercado.

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Yacyretá contribuyó a sostener el sistema eléctrico del Noreste

La hidroeléctrica Yacyretá pudo cubrir el miércoles 1 de marzo “la demanda de energía de una importante área geográfica en el norte del país” pues se encontraba operando con muy altos niveles de generación al momento de los cortes del suministro en otras regiones por la salida de servicio de la línea de extra alta tensión (500 kV) Campana-General Rodriguez, afectada por un incendio de campo que se investiga.

La EBY describió que los muy altos niveles de generación de energía se vinculan “con el correcto funcionamiento de las unidades generadoras de la Central, y a la actual mejora de la situación hidrológica del río Paraná, complementada con la existencia de la nueva línea de transmisión desde la Central Hidroeléctrica a Resistencia, que contribuyó a estabilizar la Zona Noreste del país”.

Yacyretá es la mayor generadora de energía del país y se continúa trabajando para incrementar su capacidad instalada de generación con la construcción en marcha de una nueva Central en el Brazo Aña Cuá.

La EBY refirió que “el episodio dejó sin servicio a toda la zona centro del país” y que de acuerdo con información oficial de CAMMESA se vio afectada la provisión de aproximadamente 11.000 MW del Sistema Argentino de Interconexión (SADI) dejando sin servicio a la Región Centro de Argentina: Santa Fe, Córdoba, Cuyo, Sur del Noroeste argentino. También a regiones bonaerenses y al AMBA.

Energía describió que “el 1 de marzo, a partir de las 15.59h, se produjo la desconexión secuencial de las 3 Líneas de Alta Tensión que vinculan la Estación Transformadora de Gral. Rodríguez con el Litoral, por cortocircuitos a raíz de un incendio de campo”.

Esta falla triple generó oscilaciones en el Sistema y la apertura de vínculos adicionales a los anteriores con la consecuente restricción en la demanda.

“A las 19:09h, el sistema de transporte en 500 kV ya se encontraba normalizado con todas sus líneas en servicio, y los operadores de redes trabajaron en la normalización definitiva de los sistemas de transporteregionales que pudieran continuar con afectaciones.”, se indicó.

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Techint y Sacde afirmaron cuan avanzada esta la obra del Gasoducto Néstor Kirchner

La UTE explicó que el tránsito del tomate hacia su destino avanza al ritmo previsto. Asimismo, informaron que los dos frentes de soldadura automática ya están superando la productividad prevista inicialmente, con un promedio de 4 kilómetros de tubos soldados cada día. Según informaron las empresas a través de un comunicado de prensa, las obras de los tranvías 1 y 2 del gasoducto Néstor Kirchner avanzan a buen ritmo. Este proyecto está a cargo de la UTE Techint-Sacde. En ese sentido, destacaron que ello se debió a la movilización y preparación de la primera utilización en el país de equipos […]

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YPF afirma que el proyecto de GNL va a sumar inversión de otras empresas

Se trata de la instalación de GNL que la compañía está construyendo en colaboración con Petronas. El presidente de la empresa, Pablo González, solicitó poder contar con un nuevo marco regulatorio que ha sido aprobado por el Parlamento. Pablo González habló sobre los planes de la empresa al participar en el lanzamiento de una colección de líneas de crédito por $35.000.000.000 para proveedores de la industria del petróleo y gas en la provincia de Neuquén. “YPF ha reducido su deuda, y muy probablemente este año nos endeudaremos para fortalecer el crecimiento. No como sucedió entre 2015 y 2019 cuando la […]

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Llegó marzo y se acorta la cuenta regresiva para la licitación del 5G en Argentina

En el Gobierno sostienen que los pliegos se publicarían luego de la próxima reunión del directorio del ENaCOM, donde guardan silencio.  La llegada de marzo abrirá una nueva cuenta regresiva para el negocio de las telecomunicaciones. El Gobierno finalmente publicará el pliego para licitar en los próximos 30 días, según confió una fuente a iProfesional. A pesar del hermetismo al respecto que reina en el Ente Nacional de Comunicaciones (ENaCom), en el sector empresario tienen la misma lectura que en la Casa Rosada: que en la próxima reunión de directorio del organismo se definirá la publicación de un pliego que […]

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Cuál es el escenario de crecimiento que se prevé en Vaca Muerta para los próximos dos años

Se relevó entre las principales empresas de equipos de torre cómo evolucionará el nivel de actividad no convencional en 2023 y 2024. Si bien las fuentes relevadas coinciden en una visión optimista proyectan números moderados en los próximos 24 meses. Existen grandes expectativas en torno al impacto que el desarrollo de Vaca Muerta puede generar para la Argentina en los próximos años. Uno de los indicadores que más optimismo despierta es la evolución de la producción de hidrocarburos que proviene de la formación no convencional de la cuenca Neuquina. La extracción de shale oil promedió en 2022 los 242.000 barriles […]

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La Hidrovía Paraguay-Paraná: una cuestión legal

La Hidrovía Paraguay-Paraná (la “Hidrovía”) es un sistema hídrico conformado por los Ríos Paraná y Paraguay, que se extiende desde la localidad de Cáceres (Brasil) hasta Nueva Palmira (Uruguay). La Hidrovía es uno de los mayores sistemas fluviales navegables del mundo, ya que tiene una extensión de más de 3.400 kilómetros y afecta el territorio de 5 países: Argentina, Bolivia, Brasil, Paraguay y Uruguay. Pareciera que hablamos de una obra multinacional de infraestructura. Pero, por el contrario, si miramos hacia atrás, veremos que la Hidrovía no es otra cosa que un concepto jurídico. Son pocas las obras e intervenciones que […]

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Clave para empresas: cómo financiar la transición energética bajo la actual coyuntura

Román Schüler, uno de los mejores y más reconocidos expertos del país sobre financiamiento en la industria energética y con una vasta trayectoria de casi 30 años de liderazgo en energía en América Latina, EEUU y Europa opinó sobre cuáles son los mayores desafíos de la transición energética, y cómo impacta la incertidumbre macro, tanto global como local, sobre la visión de apoyar la energía renovable. jSi bien en los últimos años, gobiernos, empresas y la sociedad en su conjunto han tomado cierta conciencia de la necesidad imperiosa de llevar adelante la llamada transición energética, de las energías tradicionales hacia […]

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Carlos Pinto: “Con el programa de Precios Justos, el aumento de combustibles quedó muy retrasado”

La situación de los estacionados en esa zona fue examinada por el vicepresidente de la Cámara de Expendedores de Combustible de Río Negro y Neuquén. La principal causa del problema con las estaciones de servicio, agrupadas en la Cámara de Expendedores de Combustibles de Río Negro y Neuquén, es el retraso en el aumento del costo de los combustibles en los mercados minoristas. El vicepresidente de esta entidad, aseguró que “el programa de Precios Justos acordado entre el gobierno nacional y las petroleras no es suficiente, ya que al estar regulados los precios, tenemos un desfasaje muy importante por la […]

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Dual Frac pisa cada vez más fuerte en el fracking de Vaca Muerta

Pan American Energy inicia un experimento en su bloque APO a pesar de que ya ha estado utilizando la técnica. El antecesor de YPF. Equipos para Dual Frac, la fractura simultánea de dos pozos horizontales, avanza hacia Aguada Pichana Oeste (APO), una de las áreas operativas de Pan American Energy (PAE) en Vaca Muerta. El método ha mostrado resultados exitosos en los clusters de bloques de YPF y comienza a solidificarse. También es una tecnología clave en la lucha contra la escasez de tipos de conjuntos de fracturamiento. Debido a que solo tiene un juego disponible, PAE ya está utilizando […]

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Vista creó una subsidiaria para lograr un barril de emisiones cero en 2026

La petrolera apostará por las soluciones basadas en la naturaleza para alcanzar un barril de cero emisiones. Galuccio señaló que Argentina puede quintuplicar sus exportaciones de crudo pero es necesario otro marco macroeconómico y de política energética. Vista planea invertir US$ 600 millones de dólares en 2023. Vista creó una compañía subsidiaria con el objetivo de alcanzar una producción de barriles de emisiones cero al 2026. La petrolera desplegará soluciones basadas en la naturaleza para compensar las emisiones residuales que no pueda recortar en sus operaciones. Así lo aseguró Miguel Galuccio, presidente y CEO de la empresa, Miguel Galuccio, que […]

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Total Energies adquiere los activos upstream de CEPSA en Abu Dabi

La energetica francesa ha firmado un acuerdo con CEPSA para adquirir los activos upstream de CEPSA en los Emiratos Árabes Unidos con fecha efectiva 1 de enero de 2023. Los activos a adquirir son: una participación del 20% en la concesión costa afuera de Satah Al Razboot (SARB), Umm Lulu, Bin Nasher y Al Bateel (SARB y Umm Lulu). La concesión SARB y Umm Lulu incluye dos importantes campos marinos. ADNOC tiene una participación del 60% en esta concesión, junto con OMV (20%). La concesión es operada por ADNOC Offshore. una participación indirecta del 12,88% en la concesión de Mubarraz […]

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Petroperú suscribe contrato para operar por 30 años el Lote 192

El reinicio de actividades de producción en el yacimiento más grande del país permitirá la reactivación petrolera en la Amazonía peruana, generando desarrollo para las comunidades vecinas. Petroperú y Perupetro suscribieron el Contrato de Licencia para la Explotación de Hidrocarburos -por un periodo de 30 años- del Lote 192, considerado el yacimiento petrolero más grande del país, con un total de reservas técnicas recuperables de 127 millones de barriles (MMBO), como reservas probadas de crudo mediano, liviano y pesado. De esta manera, se da un importante paso en la reactivación de la actividad petrolera de la Amazonía peruana de la […]

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La incomprensible falta de inversión en el sistema de transporte eléctrico que quedó expuesta con el gigantesco apagón

El gobierno informó este miércoles que el incendió de unos pastizales cercanos a General Rodríguez fue lo que provocó el gigantesco apagón que dejó sin luz a 6 millones de hogares, industrias y comercios. El ministro de Economía, Sergio Massa, realizó por la noche una denuncia ante el juzgado federal de Campana para que investigue el hecho. Más allá de quienes hayan sido los responsables del fuego, el apagón dejo nuevamente expuesta la vulnerabilidad de un sistema de transporte eléctrico jaqueado por una incomprensible falta de inversión.

El impacto del incendio que sacó de servicio tres líneas de alta tensión.

Los datos sobre la evolución acumulada de la capacidad de transporte no dejan dudas sobre la desidia oficial durante la última década. Entre 1992 y 2013 la capacidad acumulada de transporte se amplió un 99%, pero desde esa fecha hasta la actualidad solo trepó otros 5 puntos porcentuales para totalizar una ampliación de 104%. Es decir, en los últimos diez años no se hizo prácticamente nada para robustecer el sistema de transporte. Solo sumaron capacidad de transporte de alta tensión en el Noreste Argentino.

Lo que sí mejoró en la última década fue la capacidad acumulada de transformación. Hasta 2013 había trepado un 98% respecto de 1992 y en la actualidad se ubica en un 161%. Es decir, el Estado no invirtió en nuevas líneas de transporte e intentó disimular ese déficit con estaciones transformadoras que permiten elevar los flujos de energía sobre las líneas existentes. El problema es que cuando esas líneas de alta tensión se desenganchan, de nada sirve la mayor capacidad de transformación.

La falta de líneas de transporte nuevas lo que hizo fue complicar las tareas destinadas a normalizar el servicio porque no hubo forma de recomponer los niveles de tensión que se vieron afectados por el desenganche inicial de tres líneas de 500 Kv.

La responsabilidad por la falta de inversión en transporte es compartida. En los últimos dos años del gobierno de Cristina Fernández de Kirchner no se hizo invirtió prácticamente nada. Durante el macrismo tampoco y en el gobierno de Alberto Fernández recién se observa una leve ampliación en 2021, pero insignificante en relación con el problema estructural que enfrenta la red de alta tensión.

Ahora que la vulnerabilidad quedó expuesta, las distintas facciones oficiales, que durante los primeros tres años de gobierno protagonizaron una guerra palaciega que paralizó la gestión de la Secretaría de Energía, se tiran con distintos informes tratando de deslindar sus evidentes responsabilidades. Fuentes cercanas al cristinismo salieron en las últimas horas a filtrar en off the record que sí se están haciendo obras y citaron como ejemplo la línea de alta tensión Vivoratá – Bahía Blanca, de 300 kilómetros en 500 kV, que está próxima a ser inaugurada. Sin embargo, esa obra es un ejemplo más de la inacción oficial porque fue iniciada en 2014 y todavía no se la pudo terminar.

Mientras tanto, puertas afuera el gobierno busca poner el foco en el incendio con la esperanza de que la atención pública se centre exclusivamente ahí. Como si fuese algo normal que una quema de pastizales en General Rodríguez derrumbe la demanda nacional de energía un 44% en cuestión de minutos, de 26.500 MW a solo 15.000 MW, dejando sin luz a 6 millones de usuarios.

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, Fernando Krakowiak y Nicolás Gandini

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Creció 84,3% el beneficio de Petrobras en 2022

Petrobras reportó un beneficio neto de US$ 36.623 millones en 2022, lo que supone un incremento del 84,3% en comparación con el año anterior. La cifra de negocios de la petrolera se incrementó en 48,2%, hasta los US$ 124.474 millones impulsada por el aumento del 43% anual en los precios del barril de Brent y del gas natural a raíz del aumento de la demanda como consecuencia del conflicto ruso-ucraniano.

Además, el resultado bruto de explotación (Ebitda), creció 38,7%, hasta los US$ 70.583 millones en el conjunto del año. Por su parte, las inversiones alcanzaron US$ 9.848 millones en el año (un 12,3% más) y US$ 2.876 millones en el cuarto trimestre, lo que supone un 9,3% que en el mismo período del año anterior.

La deuda bruta se redujó un 8,4% desde el año anterior y se situó al cierra del año en los 53.799 millones de dólares (50.653 millones de euros).
El consejo de administración de Petrobras aprobará en la próxima asamblea general de accionistas, que se celebrará el 27 de abril, el pago de un dividendo por acción de 2,75 reales brasileños (0,50 euros).

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La UPME continúa notificando asignación de capacidad: ¿Qué esperar y qué deben hacer los proyectos rechazados?

Según pudo saber este portal de noticias, de la totalidad de promotores -que han presentado un total de 243 conceptos equivalentes a una capacidad de 56 GW- muchos aún no han recibido notificaciones sobre su estado de asignación de capacidad en la red. Cabe destacar que apenas se adjudicaría una sexta parte: alrededor de 9 GW.

Uno de los conocedores de cómo está avanzando este procedimiento es Hemberth Suárez Lozano, Socio fundador de OGE Legal Services, quien está asesorando a empresas participantes.

En una entrevista para Energía Estratégica, el abogado especialista analiza la situación.

¿Qué está sucediendo con la entrega de informes de concepto de conexión con asignación de capacidad?

Se están notificando gradualmente. Se esperaba que todas las solicitudes fueran notificadas el martes 28 de febrero, pero desde el domingo, y poco a poco, algunos promotores han ido recibiendo respuestas de la UPME.

Con la reciente Circular 19 de 2023 la UPME (VER AL PIE DEL ARTÍCULO) apaciguó las ansias que tenemos todos los que estamos viviendo el procedimiento de asignación de capacidad.

¿En qué sentido se están notificando las respuestas? 

Hemos visto casos en los que se activó la figura del desistimiento, la cual se aplica cuando el solicitante no atendió requerimientos de aclaración por parte de la UPME.

Por otro lado, se han notificado conceptos sin asignación de capacidad. Puede ser que algunos recibieron conceptos con asignación, lo cual es positivo.

Sin embargo, desde nuestro rol de abogados especialistas en regulación de energéticos es más probable que conozcamos primero los casos en los que aplican desistimientos o niegan la asignación, que aquellos casos en los que sí asignan capacidad. Por aquello de la oportunidad de presentar el recurso de reposición.

¿En OGE qué han visto de nuevo en estos conceptos de conexión 2023?

Respuestas acompañadas de un Anexo de “Análisis Técnico” como parte integral de la decisión.

¿Qué esperar de todo este proceso y de las adjudicaciones?

Esperemos que no cambien las reglas. En las respuestas que hemos podido revisar observamos puntos que nos han llamado la atención y extrañamos otros que pensamos iban a ser considerados por la UPME. Ojalá todo salga adecuadamente este jueves 02 de marzo, que es la nueva fecha en que finalizará la notificación de los conceptos.

¿Será necesario que la UPME finalmente prorrogue los plazos del 31 de marzo para la recepción de solicitudes para el 2023?

Sí, definitivamente, lo contrario es forzar a que se presenten solicitudes de asignación con estudios bastantes débiles.

Lo digo porque una vez culminen las notificaciones de los conceptos de conexión, con o sin asignación, se tendría una reconfiguración de la disponibilidad de capacidad, y esa información es vital procesarla con pausa para así elaborar un buen estudio de Conexión. Y, según nos han dicho nuestros amigos ingenieros, 29 días no es el plazo adecuado para elaborar un buen Estudio de Conexión.

¿Qué recomienda tener en cuenta a los promotores que no reciban asignación?

Realizar una revisión desde dos perspectivas, una exclusivamente técnica y otra jurídico-regulatoria. En otras palabras, no quedarse con una sola visión de las decisiones.

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Genneia obtuvo financiamiento para construir sus nuevos proyectos de energía renovable

FMO, el banco de desarrollo de los Países Bajos, y FinDev, el banco de desarrollo canadiense, serán los otorgantes del préstamo. Luego de un amplio y exhaustivo análisis ambiental, social y de gobernanza (ESG, según sus siglas en inglés), ambas instituciones decidieron apoyar estos proyectos de energía renovable al estar alineados a sus mandatos de promoción del desarrollo sostenible.

Este financiamiento es el cuarto otorgado por FMO a la empresa energética con el objetivo de continuar desarrollando el sector de energías renovables en Argentina. En 2018 y 2019 otorgó fondos para los proyectos eólicos Villalonga I, Chubut Norte I y Vientos de Necochea.

Carlos Palazón, CFO de Genneia indicó que: “la exitosa trayectoria de Genneia en la ejecución de proyectos renovables y su solidez crediticia nos permiten obtener financiamiento internacional a largo plazo. Este acuerdo forma parte de nuestra
estrategia para Tocota III y La Elbita, y reafirma el liderazgo de Genneia en la ejecución de financiamiento con bancos de desarrollo en Argentina, quienes nos han brindado apoyo a muy largo plazo por más de US$ 530 millones desde el año 2018.”

En tanto, Bernardo Andrews, CEO de Genneia, expresó que “nos enorgullece que instituciones como FMO y FinDev sigan apoyando nuestros proyectos enfocados en la transición energética, invirtiendo en energía eólica y solar”.

El Proyecto Solar Tocota III, de 60 MW de capacidad instalada se emplaza en un terreno de 300 hectáreas, ubicado 65 km al Norte de la localidad de Calingasta, provincia de San Juan. El Parque Eólico La Elbita (162 MW) estará ubicado en un terreno de 1.464 hectáreas, ubicado aproximadamente 50 km al sur de la ciudad de Tandil y contará con 36 aerogeneradores de última generación. Ambos proyectos estarán destinados a satisfacer la demanda de energía de grandes usuarios industriales, en el marco del Mercado a Término de Energías Renovables.

De este modo, Genneia superará 1 GW de capacidad instalada, un hito que será alcanzado por primera vez en nuestro país.

Datos de Genneia 

Genneia es la compañía líder en la provisión de soluciones energéticas sustentables en Argentina, con un 17% de participación en la matriz renovable, alcanzando el 23% de la capacidad instalada de energía eólica y el 7,5% de la solar, lo que la convierte en la líder indiscutida del sector y una de las quince generadoras más importantes de Sudamérica.

Con el desarrollo de sus parques eólicos Rawson, Trelew, Madryn, Chubut Norte, Villalonga, Pomona y Vientos de Necochea, la empresa actualmente cuenta con una potencia de 784 MW en energía eólica; y alcanzará los 944 MW de energía renovable al considerar sus parques solares en Ullum (160 MW) ubicados en la provincia de San Juan. Actualmente se encuentran iniciando la construcción del Parque Eólico La Elbita en Tandil (140 MW) y el Parque Solar Tocota III en San Juan (60 MW).

 

 

Fuente: https://nden.com.ar/nota/16523/genneia-obtuvo-financiamiento-para-construir-sus-nuevos-proyectos-de-energia-renovable/

 

 

Información de Mercado

Economía e YPF lanzaron un programa de $35.000 millones para la industrialización de la cadena del petróleo y gas

El secretario de Industria y Desarrollo Productivo de la Nación, José Ignacio de Mendiguren, y el presidente de YPF, Pablo González, lanzaron junto con el gobernador de Neuquén, Omar Gutiérrez, y autoridades del Banco de la Nación Argentina (BNA), un paquete de medidas por $35.000 millones para la industrialización de la cadena del petróleo y gas.

Se presentó la línea Crédito Argentino (CreAr) capital de trabajo y la convocatoria del Programa Nacional de Desarrollo de Proveedores (Prodepro), ambas para el desarrollo de proveedores estratégicos de YPF.

“Hoy es un día realmente trascendente porque esto demuestra que no nos conformarnos solamente con extraer petróleo o gas. El proyecto de desarrollo argentino requiere de aprovechar una ventaja competitiva, como es Vaca Muerta, para convertir al país en un exportador de tecnología al servicio de la industria del petróleo y el gas”, afirmó De Mendiguren.

Por su parte, el presidente de YPF señaló: “Hoy en la industria estamos pensando hacia el futuro esto tiene que ver una política energética nacional de crecimiento. Si no hay una política energética nacional es imposible crecer y sustituir importaciones, generar más trabajo para los argentinos y las argentinas”.

Por último, el gobernador de la provincia de Neuquén indicó que “este anuncio de más de 35.000 millones de pesos viene a dar respuesta para conectar la oferta con la demanda y apalancar la matriz de desarrollo local con más empleo y compre local”.

El lanzamiento del nuevo programa se realizó en la planta de Oilfield Production Services.

Detalles

La línea CreAr capital de trabajo que otorga créditos de hasta $150 millones a través del BNA, con una tasa bonificada por la Secretaría de Industria y Desarrollo Productivo, para proveedores de YPF.

También se presentó la línea de proyectos estratégicos, que brinda financiamiento de hasta $1.650 millones del BNA, también con bonificación de tasa del Fondo Nacional de Desarrollo Productivo (Fondep), para las inversiones que promueven las exportaciones y sustitución de importaciones.

Además, se presentó la nueva convocatoria del Prodepro, que busca aumentar el grado de integración nacional y promover inversiones en tecnología y en la ampliación de capacidad productiva con impacto en la capacidad exportadora. “El Prodepro acompaña con hasta $100 millones a los proyectos proveedores de la cadena petróleo y gas, hasta el 70 por ciento de la inversión, y asistencia técnica 100% bonificada; y con hasta $150 millones para las empresas proveedoras de YPF, al ser un proyecto asociativo cliente/proveedor”, se explicó.

Mendiguren y González firmaron también un acta de intención con el fin de relevar procesos productivos de la cadena de valor de YPF a través del Instituto Nacional de Tecnología Industrial (INTI) para analizar y promover la integración nacional y las posibilidades de mejora del sector petróleo y gas.

El lanzamiento contó con la presencia del CEO de YPF, Pablo Iuliano; la gerenta de Investigaciones Económicas del BNA, Karina Angeletti; las subsecretarias de Industria, Priscila Makari, y de Desarrollo Emprendedor, Natalia del Cogliano; y los subsecretarios de la Pequeña y Mediana Empresa, Tomás Canosa; y de Análisis y Planificación Productiva de la Nación, Gabriel Vienni; el director nacional de Financiamiento PyME, Francisco Abramovich; la presidenta del INTI, Sandra Mayol, la secretaria de Hidrocarburos de la Provincia de Río Negro, Mariela Moya, y el ex secretario de Energía, Darío Martínez.

Fuente:https://www.infobae.com/economia/2023/02/28/economia-e-ypf-lanzaron-un-programa-de-35000-millones-para-la-industrializacion-de-la-cadena-del-petroleo-y-gas/

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Apagón masivo: el Gobierno estima que afectó a casi 20 millones de usuarios y ya se normalizó el servicio en varias provincias

Esta tarde, en medio de una nueva ola de calor, se generó un masivo corte de energía eléctrica que afectó a AMBA y varias provincias del país. “Está apagado el centro del país”, reconocieron en el Gobierno.

“Hubo una contingencia eléctrica grave, según informa Transener, por un incendio salió una línea de 500 kV Campana-Rodríguez. Simultáneamente se desengancharon Atucha I (se investigan causas) y otras centrales de generación eléctrica, como Central Puerto”, destacaron fuentes oficiales que explicaron que esas centrales funcionan, pero quedaron desconectadas del sistema como parte de un mecanismo de control.

Para entender la magnitud del apagón bien vale una cifra: de los 26.000 MV de demanda que había al momento del incidente, un nivel elevado en virtud de las altas temperaturas, salieron de servicio más de 9.000 MV, según explicó el subsecretario de Energía Eléctrica, Santiago Yanotti. Esa caída en más de un tercio de la demanda implica que casi 20 millones de usuarios quedaron sin electricidad.

Después de las 18.30 comenzó a restablecerse el servicio en diferentes zonas del país. Según informó CAMMESA, la empresa mayorista de electricidad, “se está trabajando con celeridad” para normalizar la situación. De ese modo, se solucionaron cortes parciales en Chubut en el norte de Santa Cruz. También se reanudó el servicio en la línea de 500 kV Río Santa Cruz – Esperanza, lo que permitió reducir los cortes en el sur de la provincia patagónica.

En Mendoza, una provincia que estuvo sin servicio eléctrico en gran parte de su territorio, se solucionaron los cortes del servicio de la estación Río Diamante, vinculada al sistema de interconexión nacional.

Al mismo tiempo, paulatinamente comenzaron a aparecer en las redes sociales mensajes de usuarios comentando la reanudación del servicio eléctrico, en especial en distintos barrios del conurbano bonaerense.

Por otra parte, pasadas las 19.30 se informó que volvieron a estar en servicio todas las líneas de 500 kV que forman parte del Sistema Argentino de Interconexión (SADI), la red de tendidos de alta tensión que une a todas las regiones de la Argentina.

Por qué ocurrió

No se conocen, por el momento, los motivos del incendio que se originó en campos y afectó a torres de alta tensión. “Está apagado el centro del país: Córdoba, Santa Fe, La Rioja, Tucumán”, explicaron. Las causas de las fallas originales en el sistema interconectado nacional las investigará la secretaría de Energía, a cargo de Flavia Royón. “Se está trabajando con celeridad para la solución de este tema”, aseguraron desde ese organismo.

Sobre el incendio, Santiago Yanotti, subsecretario de Energía Eléctrica, dijo: “podría ser intencional o no, lo desconozco”. “Esa línea recorre todo el país, desde Yacyretá hasta la Patagonia. Hemos tenido un atentado en el sur del país hace poco. Puede ser que el incendio haya ocurrido por la temperatura alta o que alguien con imprudencia haya quemado pastizales”, dijo.

Ese apagón se provocó en la Región Centro: Santa Fe, Córdoba, Cuyo, Sur del NOA. “El sistema quedó partido a la mitad”, reconocieron en el Gobierno. La zona noreste (NEA, Buenos Aires, Entre Ríos y Norte de Santa Fe) se está regulando desde Yacyretá, y lo mismo parte de la zona Sur con la represa del Comahue, que cubre la Patagonia, La Pampa, Neuquén y Río Negro.

Los gráficos de Cammesa, la empresa Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico, son elocuentes y muestran, en rojo, la fuerte caída de demanda, lo que significa que miles de hogares y empresas se quedaron sin luz.

“Aclaramos que la interrupción masiva de suministro eléctrico ocurrida esta tarde no fue causada por la Central Nuclear Atucha I, sino por fallas en el sistema interconectado. Debido a este inconveniente externo, Atucha I salió de servicio y se encuentra en parada segura”, aseguraron en Twitter desde Nucleoeléctrica, la empresa del Estado que controla las tres centrales nucleares del país (las dos Atucha y Embalse).

Transener

Esta tarde, la Compañía de Transporte de Energía Eléctrica en Alta Tensión (Transener) informó que el 1 de marzo a las 15:59 horas, se produjo la salida de servicio de 3 Líneas de Alta Tensión que vinculan las Estaciones Transformadoras de General Rodríguez y con el área del Litoral, como consecuencia de un incendio de campo.

“En condiciones de alta demanda, la perturbación generó oscilaciones en el Sistema, generando aperturas de vínculos adicionales a los anteriores con la consecuente restricción en la demanda. Transener junto a Cammesa puso en marcha su Plan de Contingencias e inició sus trabajos para restablecer el suministro de acuerdo a los procedimientos establecidos”, aseguró la empresa.

Transener es una empresa mixta que surgió de la privatización de Segba en 1993 (hasta 2003 fue controlada por el grupo Pérez Companc). Hoy, el 49% de sus acciones cotizan en la bolsa local y el 51% está en manos de Citelec, que se divide en partes iguales entre Pampa Energía, la empresa de Marcelo Mindlin, y Iaesa, la ex Enarsa, perteneciente al Estado.

Así, según la cronología que detallaron fuentes oficiales, a las 15:59 se desenganchó la línea de 500 kV Campana – Rodríguez. En ese momento, hubo una variación de demanda en GBA de aproximadamente 900 MW. Eso es igual a miles de usuarios que se quedaron sin luz. Simultáneamente se desenganchó Atucha I (se investigan causas).

Transener también fue la empresa involucrada en el apagón histórico de 2019 que afectó a más de 50 millones de usuarios en Argentina y también en Brasil y Uruguay.

 

 

 

Fuente: https://www.infobae.com/economia/2023/03/01/dejo-de-funcionar-la-central-nuclear-atucha-i-y-hay-un-apagon-masivo-que-afecta-a-varias-provincias/

 

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Energía y Vaca Muerta: dos puntos claves en el discurso de Alberto Fernández

El aniversario de la democracia, el acceso a la vivienda, políticas educativas y científicas. Una agenda vasta atravesó todo el discurso de Alberto Fernández. En la apertura de las sesiones ordinarias en el Palacio Legislativo, donde el presidente se reencontró con Cristina Fernández de Kirchner, un tema tuvo un especial apartado: la producción energética y el desarrollo del yacimiento petrolífero Vaca Muerta.

El mandatario enmarcó las posibilidades energéticas de la Argentina en el contexto global: “A nivel mundial, vivimos una etapa que al mismo tiempo nos presenta una crisis energética y un proceso de transición energética. Ante este panorama, existen coincidencias en que se abre para la Argentina una extraordinaria posibilidad”. “Argentina es la energía que necesita el mundo”, sintetizó.

En ese sentido, destacó los avances en las obras del Gasoducto Néstor Kirchner, que iniciaron en el 2022 y que, según el presidente, “estaremos en condiciones de inaugurar a mediados de este año. Se trata de la obra más importante de transporte de gas de las últimas cuatro décadas”.

“Cuando la anterior administración pensó en este gasoducto diseñó un proyecto bajo el sistema PPP (participación público-privada) con tarifas dolarizadas por 27 años. Recién en julio de 2019 se lanzó una licitación, que se debió postergar por su inviabilidad. Ese proyecto dejaba la infraestructura en manos de la financiación y la gestión privadas. Hace menos de un año, luego de las adecuaciones que fueron necesarias hacer, pudimos dar inicio a su construcción”, detalló Alberto Fernández.

Además de su aporte para garantizar soberanía energética y la dotación petrolífera, Alberto Fernández hizo hincapié en las puertas que abre en el marcado global la empresa Yacimientos Petrolíferos Fiscales (YPF). El presidente mencionó que la compañía “se encuentra en plena expansión” y que en el 2022 cumplió 100 años desde su creación y 10 años desde su nacionalización durante la gestión de Cristina Fernández de Kichner.

“Sobre finales de agosto de 2022, firmamos un acuerdo entre YPF y Petronas, una empresa de Malasia de primerísimo nivel, para construir un Gasoducto de más de 600 kilómetros y una planta de licuefacción de gas para llevar el gas de Vaca Muerta a Bahía Blanca, procesarlo allí y exportarlo al mundo a través del Atlántico”, subrayó.

En tanto a los niveles de desarrollo, el presidente indicó que “hemos multiplicado la producción de petróleo en nuestro país. Y vamos a seguir creciendo. La refinación de petróleo creció un 5,6% desde 2021. En combustibles y energía, las ventas al exterior totalizaron en el acumulado de 2022, 8.397 millones de dólares, 59% superiores a 2021 y 92% mayores a 2019”.

Luego resaltó que “la cotización de YPF, tanto en el ámbito local como en el internacional se multiplicó por 4 en este último tiempo, reflejando la marcha de la empresa y la confianza de los inversores. YPF saneó su deuda y se encuentra realizando inversiones que expanden sus negocios”.

 

Fuente: https://www.ambito.com/politica/energia-y-vaca-muerta-dos-puntos-claves-el-discurso-alberto-fernandez-n5662756

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San Juan avanza en 4 proyectos renovables y está cerca de ampliar la fabricación anual de paneles solares

– ¿Cuáles son las perspectivas y objetivos para este 2023? 

Actualmente están en construcción 3 grandes parques donde EPSE participa en cooperación con Genneia en Ullum (78 MW) y Tocota (60 MW); también con YPF Luz (100 MW) donde proveemos la conexión al Sistema Interconectado mediante la línea AT de Tocota a Bauchaceta. Además EPSE acaba de firmar un contrato con IMPSA para la construcción de un nuevo parque propio en Ullum (50 MW).

Sin embargo, San Juan ve un techo en las inversiones en grandes plantas solares debido a que se está completando la capacidad de transporte para la evacuación de energía al mercado nacional. 

Si bien es un tema complejo, puesto en palabras simples nuestra agenda considera necesaria una obra muy relevante para San Juan, pero también para Argentina. La conexión Rodeo (San Juan) – La Rioja en 500 kV expandiría las posibilidades de producción a partir de renovables en valores muy significativos. Esto produciría un ciclo de crecimiento de instalaciones de grandes parques de generación como así también de la demanda de los grandes proyectos mineros. Somos muy optimistas respecto del inicio de esta obra.

Una vez iniciada su construcción se debería pensar en el siguiente gran vinculo (en al menos 500kV) el cual parece estar apuntando hacia nodos en el eje San Luis, Córdoba y/o Mendoza ya pensando en la siguiente década.

¿Qué rol puede tomar el almacenamiento de energía?

Como la mayor parte de la generación en la provincia es de origen solar, el poder contar con storage provee claras ventajas respecto de aprovechar más las costosas líneas eléctricas y mejorar la dinámica de la red (sobre todo en cuanto a estabilidad y confiabilidad), un aspecto crucial de los sistemas eléctricos que operan cerca del límite de la capacidad de transporte. 

En cuanto a almacenamiento se ha decidido trabajar con proyectos demostrativos, de pequeña escala, y hacer una base de conocimiento ya que aún no llega al breakeven el retorno de la inversión de un proyecto de escala utility.

El plan dentro de EPSE es estar preparados para lo que viene en materia de almacenamiento de energía con pequeñas aplicaciones dentro de nuestras instalaciones, entender los procesos y ayudar a identificar formas de remunerar la misma. 

– ¿Cómo avanza la construcción de la fábrica de paneles solares? 

Un equipo técnico de Alemania estuvo en la provincia a fines de 2022 y se se definió la modalidad de la instalación y pruebas a realizar para la puesta a punto de la línea de módulos fotovoltaicos, la primera a poner en funcionamiento. 

Se completó el 95% las primeras naves de fabricación que suman 7.800 m2 de instalaciones de alta calidad. Durante 2023 estamos adquiriendo 2 nuevas máquinas para la línea de módulos que nos permitirá pasar desde la puesta en marcha (3er trimestre de 2023) de 71 MWp a 115 MWp de producción anual de paneles. 

– ¿Cómo se mantiene el vínculo con las empresas mineras para que éstas instalen proyectos renovables? ¿Es posible ver proyectos híbridos de esa índole?

El sector minero es muy pujante por estos días y, afortunadamente, es muy relevante el mineral proveniente de yacimientos con exigencias de producción “verde”. Esto ha provocado que los inversores y desarrolladores trabajen con cuidado en el origen de la energía que utilizan para tener una huella inicial de carbono acotada y con planes de descarbonización. 

Habitualmente, EPSE asiste de manera activa en el asesoramiento de los proyectos mineros que requieran soluciones energéticas. 

Actualmente estamos participando en asesoramiento técnico en materia energética y en convocatorias y solicitudes de presupuestos, para la factibilidad de instalaciones del tipo híbrido (grupos electrógenos + paneles solares + almacenamiento en baterías) sobre todo en aquellos proyectos que operan off-grid, como así también en llamados para la provisión mediante PPA de grandes bloques de energía a largo plazo a partir de los parques de EPSE existentes y de nuevos a construirse en función de la demanda.

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Advierten barreras para la implementación del proyecto de la «Coalición RD 100% Renovable»

La Coalición RD 100% Renovable ha notado algunas barreras qué enfrentar para lograr el éxito de su Plan para la instalación masiva de sistemas solares en techos y reducción del subsidio eléctrico en la República Dominicana.

En el documento al que tuvo acceso Energía Estratégica se explica que, para dar lugar a la instalación de unos 600 MWp de capacidad solar sobre techos de viviendas y pequeños comercios, deberían ser resueltas tres principales problemáticas: suministro de medidores eléctricos bidireccionales, complejidad de los requisitos para la aprobación de instalaciones de medición neta por parte de las empresas distribuidoras y las políticas de distribuidoras para la penetración de potencia solar a nivel de circuitos de distribución.

Ahora bien, también plantea ejes de acción para resolver aquello que se advierte. Por el lado del suministro de medidores eléctricos bidireccionales señalan que, de ser necesario, la Coalición RD 100% renovable trabajará con las empresas distribuidoras para importar e incluir en el precio de los sistemas el suministro de medidores bidireccionales.

En el caso de la reducción de los requisitos para la aprobación de instalaciones y de medición neta por parte de las empresas distribuidoras, proponen trabajar con las empresas distribuidoras para preaprobar los diseños de las instalaciones típicas de los sistemas que serán instalados y a partir de allí optimizar la tramitología.

Por otro lado, plantean la necesidad de que las empresas distribuidoras deben flexibilizar sus políticas de penetración de potencia solar a nivel de circuitos de distribución.

Concluyendo, señalan que para que la masificación de energías renovables se dé oportunamente, se requeriría además una intensa estrategia de capacitación, una agresiva estrategia de comunicación, educación y publicidad; así como encontrar estrategias para que todos los usuarios puedan acceder a este tipo de alternativas de generación.

En esa línea, en el caso de indisponibilidad de techos de los usuarios que demandan de 0-400 kWh, proponen trabajar en un proyecto de granjas solares comunitarias en paralelo al plan para la instalación masiva en techos y así garantizar una mayor penetración renovable.

Y finalmente, en el caso de financiamiento aseguran que el proyecto de instalación de sistemas solares en techos es prácticamente autosuficiente. Sin embargo, para poder llevarlo a cabo, se requerirá el pago por adelantado de fondos que por ejemplo normalmente se utilizan para el subsidio a la electricidad y otras partidas.

Así es el plan de la «Coalición RD 100% Renovable» para la instalación masiva de energía solar

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Nordex avanza en Latinoamérica: se posiciona en México y obtiene contratos por 574 MW en Colombia

Los proyectos tecnológicos impulsados por las energías renovables se han convertido en la meta de muchas empresas innovadoras con base en México.

Nordex, uno de los mayores fabricantes de aerogeneradores a nivel global, lleva más de 15 años en el mercado mexicano, y cuenta con 1.95 GW de capacidad instalada en diferentes estados del país, como Nuevo León, Coahuila, Jalisco, Zacatecas, Oaxaca, Quintana Roo y Tamaulipas, donde posee una planta de fabricación de palas de aerogeneradores que surten no solamente México, sino Estados Unidos y otros mercados de Latinoamérica.

En este marco, el director general de Nordex México, Albert Sunyer Folch, habló con Energía Estratégica y mencionó cuáles son sus objetivos en el corto plazo.

¿Cuál es el balance del 2022 y cuáles son los desafíos y retos para este año?

El 2022 fue difícil porque no ha habido actividad con nuevas subastas o licitaciones, ni oportunidades del sector privado que hayan permitido ofertar nuestros equipos. Sin duda hubo un freno en los últimos años en el mercado, principalmente por los diferentes amparos sometidos a los Tribunales que marcaron en gran medida el foco de atención de las empresas generadoras privadas en el país.

No obstante, iniciamos el 2023 viendo señales positivas, donde varios de nuestros clientes están retomando actividades de desarrollo, lo cual sin duda son las semillas que necesita la industria para proyectar que en 2024 se puedan construir nuevos parques eólicos en el país por parte de privados, más allá de las iniciativas que el gobierno está promoviendo para nuevos parques con la Comisión Federal de Electricidad (CFE).

Por otro lado, el Gobierno recientemente anunció un acuerdo bilateral con Estados Unidos que plantea la instalación de cuatro nuevos parques eólicos en la región del Istmo de Tehuantepec, en Oaxaca, en el marco de las nuevas inversiones anunciadas para la construcción de 10 parques industriales en esa zona del país.

A su vez, el gobierno deberá definir la estrategia para lograr los compromisos adquiridos en la pasada COP 27 celebrada a finales de 2022 en Egipto. Allí, México se comprometió a metas muy agresivas de reducción de emisiones del 22 al 35% lo cual marca un objetivo de incrementar en 25GW la capacidad instalada de renovables en el país, durante los próximos 8 años. Ambos aspectos, deben marcar una hoja de ruta clara para visualizar un plan hasta 2030, cuyas primeras acciones deben empezar a tomarse este año.

¿Cómo se encuentran en la actualidad en el mercado eólico?

Hoy el mercado no tiene más proyectos en construcción. Nordex está terminando con la última fase para la entrada en operación de un proyecto que finalizó construcción en 2022 en el Estado de Coahuila, de 96 MW, y el mercado mexicano no cuenta con nuevos proyectos con actividad constructiva en este 2023.

De todas formas, lo que sí esperamos ver este año es la entrada en vigencia de algunos parques eólicos ya construidos que no pudieron entrar en operación comercial durante 2022, lo que supondrá un incremento en el porcentaje de energía eólica en el país durante este año.

¿Cómo crece el nivel productivo de sus fábricas en México?

Pocos meses después que inauguramos nuestra planta de fabricación de palas de aerogeneradores en Tamaulipas, debimos realizar obras para la ampliación de las instalaciones por la alta demanda que tuvimos de nuestros productos.

Desde 2019, año en que iniciamos operación, instalamos moldes para fabricación principalmente de palas de aerogeneradores en el segmento de los 3 MW. En la actualidad, ya solamente nos centramos en las palas para productos de nuestra tecnología Delta 4000.

Lo que ha cambiado desde 2019 a la fecha es el destino de nuestras palas. Inicialmente, los productos se destinaban principalmente para el mercado mexicano y norteamericano, pero en la actualidad también fabricamos palas para otros mercados, como por ejemplo, en Latinoamérica, para atender la gran demanda de nuevos proyectos en esa región geográfica.

¿Cuáles son las expectativas en el corto plazo?

Este año tenemos la meta de consolidar nuestra actividad y cartera de proyectos en servicio en México, para asegurar tener una rentabilidad que nos permita gestionar nuestra operación de manera más eficiente.

Adicionalmente, desde México estamos ampliando nuestro alcance geográfico para no solamente llevar las actividades en Centroamérica y el Caribe, sino también en Colombia, donde contamos actualmente con más de 574 MW contratados, y en fase de construcción.

Todo ello, sumado a las señales que hemos visto en el mercado mexicano que pueden suponer el inicio de actividades de venta en este año, marcan nuestro futuro inmediato en el corto plazo en el país y en nuestra región.

¿Cuáles son las novedades de Nordex?

A finales del 2022 anunciamos el nuevo rotor en el segmento de los 6 MW: la N175. Se trata del rotor más grande hasta la fecha lanzado por la compañía, para vientos medios. Este viene a complementar los otros rotores ya lanzados con anterioridad ( la N149, N155 y N163).

De esta forma, se amplía el abanico de alternativas de la empresa para atender y maximizar la generación en cualquier sitio, dependiendo de las condiciones de viento, desde las más bajas hasta las más extremas condiciones que se encuentran en zonas como La Guajira colombiana.

Adicionalmente, tenemos una cartera de torres cada vez más altas, tanto con soluciones de acero u hormigón como híbridas, que nos permiten llegar a alturas de buje de hasta 164 metros.

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Ingeteam afianza su posicionamiento en Brasil con la inauguración de un nuevo centro para Operación y Mantenimiento

Ingeteam continúa consolidando su expansión en Brasil con la puesta en marcha de un nuevo centro de operaciones en su planta de producción en Campinas, ciudad ubicada en el estado de São Paulo. Esta instalación incorporará tecnología de vanguardia para encargarse de la operación y mantenimiento de los parques fotovoltaicos y eólicos de clientes de la compañía en Brasil y del continente americano , además de dar soporte a otros centros de la compañía.

La compañía mantiene también su liderazgo en los sectores eólico y fotovoltaico, al adjudicarse dos nuevos contratos para el mantenimiento de un parque eólico y un parque solar y otro para la mayor provisión de equipos fotovoltaicos hasta la fecha en el país.

Y encabeza, además, la fabricación local en el suministro de convertidores para parques eólicos. En palabras del director de la unidad servicios de Ingeteam Brasil, Mauricio Silvano, “con este centro de operaciones, Ingeteam aportará a los clientes más seguridad, fiabilidad y agilidad en la toma de decisiones para la continuidad en la generación de energía”.

Presente en Brasil desde hace más de dos décadas, Ingeteam cuenta actualmente con 240 personas en el país, de las que cerca, de un centenar prestan servicios de operación y mantenimiento.

Recientemente ha logrado dos contratos para los próximos tres años en los que se encargará de la operación y mantenimiento de un nuevo parque eólico situado en Caetité, en el estado de Bahía y de un nuevo parque solar situado en Flecheiras, en el estado de Ceará, y que posiciona a la firma como el principal ISP (proveedor independiente de servicios, por sus siglas en inglés) del país.

El mayor contrato de fotovoltaicoAdemás, recientemente también ha logrado sumar un hito en el sector fotovoltaico brasileño al conseguir firmar un nuevo contrato de suministro con el Grupo Cobra, subsidiaria de COBRA IS, para equipar el proyecto fotovoltaico Belmonte de una potencia nominal total de 455 MW.

Se trata de la mayor provisión de equipos de la compañía realizada hasta la fecha en Brasil. Grupo Cobra, líder mundial en todos los campos relacionados con la ingeniería, instalación y mantenimiento industrial de infraestructuras, ha otorgado este contrato de suministro de equipos a Ingeteam Brasil, por ser el principal fabricante nacional de inversores fotovoltaicos.

El nuevo complejo solar estará dividido en dos plantas, Belmonte I y Belmonte II, de 155 y 300 MW respectivamente, localizadas en el municipio de São José do Belmonte, Unidade Federativa de Pernambuco, Brasil.

Se trata, en concreto, del suministro de sus nuevos inversores centrales con refrigeración líquida y de sus centros de transformación de media tensión para un complejo solar ubicado en el estado de Pernambuco, al nordeste del país, formado por dos plantas fotovoltaicas que alcanzarán los 455 MW y generarán energía para abastecer a más de medio millón de familias.

En palabras del director de la unidad solar de Ingeteam Brasil, José Nardi, estas dos plantas fotovoltaicas “consolidan la posición de Ingeteam como uno de los principales actores del mercado brasileño en suministro de plantas centralizadas”, ya que gracias a este nuevo contrato superará la barrera de los 2 GW fotovoltaicos suministrados.

El eólico es también otro de los sectores donde Ingeteam mantiene una posición de referencia, como el primer proveedor de convertidores eólicos con fabricación local. En concreto, cerró el año 2022 con más de 1.100 MW de potencia suministrada en el país y acumula un total de 6.070 MW.

Por otro lado, Ingeteam atesora una dilatada trayectoria en el suministro de sistemas de protección y control para subestaciones eléctricas que se remonta al año 1998. Desde entonces ha logrado contratos estratégicos con las principales compañías del país y está presente en más de 400 subestaciones.

Además, ha aportado la tecnología necesaria para la integración de más de 2,4 GW de energía renovable eólica y fotovoltaica, en la red eléctrica brasileña. Las instalaciones de la compañía en la ciudad de Curitiba, capital del estado de Paraná, destacan por su capacidad de fabricación, programación y pruebas de sistemas completos de protección y control y además constituyen el hub tecnológico para los mercados de Argentina, Paraguay, Uruguay y Bolivia.

Aerial view Guaimbe project. Fuente: Ingeteam

Sobre Ingeteam

Ingeteam es un equipo formado por más de 4.500 personas presentes en 24 países, convencidas de que hay una manera diferente de generar, transportar, almacenar y consumir la energía de una forma más eficiente y sostenible, y a ello van a dedicar todos sus esfuerzos en los próximos años.

La compañía tiene como objetivo consolidarse como líderes en la generación renovable (eólica, fotovoltaica e hidroeléctrica), en el almacenamiento, en la red de transporte inteligente y en los consumos eficientes y limpios a través de sus cargadores de vehículo eléctrico, convertidores, generadores y motores para tracción, marina, siderurgia, minería y para la producción de hidrógeno verde y bombas y motores sumergibles para agua.

Actualmente ha suministrado 25 GW de potencia solar fotovoltaica con sus inversores solares y más de 57 GW de convertidores y generadores Indar a la industria eólica.

Cuenta con más de 11 GW de potencia total instalada en el sector hidroeléctrico y más de 12.000 bombas y motores sumergibles Indar en todo el mundo. Más de 9.000 subestaciones eléctricas están automatizadas con sus equipos integrando más de 31 GW de potencia renovable a la red. Además, disponen de 3 GWh acumulados en instalaciones de almacenamiento eléctrico y es líder mundial en prestación de servicios de operación y mantenimiento en plantas de energía renovables con más de 22 GW de potencia mantenida.

Desde el consumo eficiente, cabe destacar los más de 24.000 cargadores para vehículo eléctrico, el suministro de equipos para 700 trenes eléctricos, o para los más de 650 barcos que están equipados con tecnología de Ingeteam permitiendo una evolución hacia sistemas de propulsión naval híbrida y full electric.

La transición energética ya no es el futuro, es el presente, y para hacer frente a este reto han creado el movimiento “The Real Dream Team” compuesto por héroes y heroínas que comparten un mismo sueño: un mundo en el que la producción de energía sea limpia. ¿Y cómo lo va a hacer Ingeteam? Electrificando la sociedad de forma innovadora y sostenible a través de su tecnología puntera especializada en la conversión de energía eléctrica y su experiencia de más de 80 años aportando soluciones creativas a problemas concretos.

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EPM avanza en firme con la construcción de su Parque Solar Fotovoltaico Tepuy

En sintonía con la transición energética del país, EPM va con buena energía en la construcción y puesta en marcha del Parque Solar Fotovoltaico Tepuy, su primer proyecto de energías renovables no convencionales a gran escala en Colombia, con el cual diversificará su portafolio y oferta de energía para la comunidad.

En desarrollo del proceso constructivo del Parque, EPM adjudicó el contrato bajo la modalidad Balance del Sistema (BOS) a la firma Powerchina International Group Limited, sucursal Colombia. Este contrato comprende los diseños, las obras civiles, la compraventa y transporte de equipos, materiales y accesorios, así como los montajes, las pruebas, la puesta en servicio y la realización de las actividades ambientales.

Así van las obras

Avanza la construcción de la subestación elevadora de tensión, que permitirá aumentar el voltaje de la energía generada en el Parque Solar Fotovoltaico Tepuy para luego transportarla mediante una línea de 3,8 kilómetros de longitud, ya construida, hasta la subestación Purnio de la empresa CHEC, filial del Grupo EPM, para su conexión con el Sistema Interconectado Nacional (SIN).

Las obras civiles están a cargo de la Constructora Durán Ocampo S.A.S.; el avance general de la subestación está en 68% de su ejecución, incluyendo los diseños, obras civiles, compra y fabricación de equipos y demás actividades implicadas.

Mientras tanto, la firma Hefei JA Solar Technology, encargada del suministro de los 199.534 paneles solares fotovoltaicos bifaciales que tendrá el Parque Solar Fotovoltaico Tepuy, hizo la cuarta entrega de contenedores con los paneles, de un total de ocho programadas. Por su parte, la firma Ayesa Ingeniería y Arquitectura S.A.U, sucursal Colombia, adelanta la interventoría a la construcción del Proyecto.

Gestión ambiental y social

En atención a los compromisos establecidos en el plan de manejo ambiental, se acompaña la construcción del Proyecto y se fortalece el relacionamiento permanente con los grupos de interés en el territorio.

Con la Fundación EPM se llevan a cabo las actividades para el Plan de educación ambiental que se cumplirá con las instituciones educativas, líderes comunales y comunidades de las veredas Santa Helena y Purnio, y del corregimiento de Guarinocito, situados en el área de influencia del Parque Solar Fotovoltaico Tepuy.

En cuanto al componente arqueológico, se han rescatado más de 3 mil evidencias en piedra (líticas) asociadas al Programa de arqueología preventiva, que, luego de su estudio y clasificación, serán entregadas a la Universidad de Caldas para su tenencia.

También están en marcha estrategias para socializar los avances del Proyecto, divulgar la política de empleo y contratar personal en La Dorada y municipios cercanos, aprovechando para ello la plataforma de servicio del empleo de la Caja de Compensación Familiar de Caldas (CONFA). Hasta el momento se han activado 89 empleos en las obras, 67 de ellos para personas de la región. Se calcula que en Tepuy se generarán más de 200 puestos de trabajo durante todo su proceso constructivo.

Con el Parque Solar Fotovoltaico Tepuy, EPM contribuirá en la transición energética del país y al bienestar y calidad de vida de los colombianos.

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Ex ministro de Energía de Chile asumió la secretaría ejecutiva de OLADE

Andrés Rebolledo, el economista chileno y ex ministro de Energía durante el Gobierno de Chile de Michelle Bachelet (2016-2018), asumió como nuevo secretario ejecutivo de la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE) para el período 2023-2025.

El ex funcionario del país trasandino sucederá al uruguayo Alfonso Blanco Bonilla, quien deja el puesto en la Organización Latinoamericana de Energía tras dos períodos consecutivos, y aseguró que su gestión estará marcada por “la solidaridad, la justicia y la integración regional” 

“El contexto actual internacional lleno de acechanzas presenta también oportunidades para América Latina y el Caribe. Es una región enormemente privilegiada por su riqueza de recursos naturales, líder en la incorporación de fuentes de energía renovable, con una alta complementariedad entre nuestros países, y una dotación apreciable de capital humano y capacidades institucionales”, sostuvo el nuevo secretario ejecutivo.

Además, dio a conocer su plan de gestión con el cual prevé apoyar aún más la integración regional de forma “pragmática y concreta”, impulsar la seguridad energética, reforzar la agenda energético-climática de la región, promover la innovación y cambio tecnológico y acompañar las propias transiciones hacia fuentes más sustentables. 

Para ello, Rebolledo planteó que será “imprescindible” que se multiplique el diálogo y la cooperación entre los países de Latinoamérica y el Caribe, como también que se renueve el activismo para concretar acuerdos y convenios que permitan mitigar los riesgos y potenciar las posibilidades que surjan en el futuro. 

“Buscaremos apoyar los proyectos de integración energética en la región, establecer un diálogo institucional con el sector privado y fortalecer la estructura de la organización”, manifestó. Y de igual manera, expuso la necesidad de contar con una “decidida” participación de Olade en el debate global energético como portadora de “una voz clara y fuerte de América Latina y el Caribe”. 

Durante los próximos tres años, se trabajará en ejes estratégicos como Complementariedad Energética e Integración Regional; Cooperación Técnica; Seguridad, Acceso y Equidad Energética; Transiciones Energéticas, Carbono Neutralidad, Innovación, Cambios Tecnológicos y Nuevos Energéticos, entre otros.

Más de Rebolledo

El nuevo secretario ejecutivo de la Organización Latinoamericana de Energía posee una relevante trayectoria profesional de más de 30 años donde destaca su desempeño como ministro de Energía de Chile en el período 2016-2018 y Presidente de la Empresa Nacional de Petróleo de Chile, Viceministro de Relaciones Económicas Internacionales de Chile, Embajador en Uruguay, Representante ante la ALADI y consultor del Banco Interamericano de Desarrollo (BID).

 

Cabe destacar, que, durante su gestión como ministro de Energía en Chile, implementó una transformación del sector energético chileno con la incorporación masiva de energías renovables no convencionales, lo que además permitió desarrollar un marco regulatorio para promover la electromovilidad e introducir tecnologías y fuentes energéticas no exploradas en el país como el hidrógeno verde.

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Director Ejecutivo CNE valora logros del sector energético resaltados en discurso de Abinader

El Director Ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía (CNE), Edward Veras, calificó hoy como “positivo para todos los sectores» el discurso de rendición de cuentas pronunciado por el presidente Luis Abinader ante la Asamblea Nacional, al tiempo que resaltó los logros del sector eléctrico nacional.

Veras, miembro del equipo «Voceros del Presidente» afirmó que el presidente Abinader ha llevado soluciones en materia de salud, educación, viviendas, energía, construcción de puentes, avenidas y carreteras, entre otras áreas, a todas las provincias y a comunidades que nunca habían sido visitadas ni tomadas en cuentas por otros gobernantes.

El funcionario al ser entrevistado en el programa «No Se Diga Más», que se difunde por la emisora Top Latina 101.7 FM, manifestó que los dominicanos se sienten seguros conducidos por un presidente que preocupa por todos los sectores, al cual el dinero les rinde, porque los fondos públicos son manejados con pulcritud en provecho de cada ciudadano dominicano.

Veras indicó que como la transparencia es la clave del éxito del gobierno de Abinader, los apagones financieros desaparecieron y las presentes autoridades han llevado electricidad a comunidades donde nunca se había hecho una inauguración como son los casos de las escuelas de las fronterizas comunidades de La Laguna y Rosa la Piedra, en el municipio de Elías Piña, provincia Comendador.

Logros del sector eléctrico

Resaltó que actualmente el sector eléctrico nacional cubre el 98% de la demanda de forma regular y que cuando se producen los cortes de energía se deben a averías en algunos circuitos o plantas. Indicó que también en determinados momentos hay que sacar algunas plantas del sistema porque necesitan mantenimiento.

Informó que en la actualidad se desarrollan en diferentes regiones del país 15 proyectos de energía renovable, tras señalar que más del 14% de la demanda nacional es cubierta con ese tipo de energía y que las plantas en construcciones garantizan que el gobierno cumpla los acuerdos internacionales que establecen que, en el año 2025, el 25% de la demanda nacional sea cubierta con energía renovable.

Recordó los planes educativos desarrollados por la CNE en escuelas, colegios, liceos y universidades del país para capacitar a niños, adolescentes, jóvenes y adultos sobre el uso racional de energía. Reveló que el programa llegó en el 2022 a más de 60 mil estudiantes en todo el territorio nacional.

Veras confió en que el Congreso Nacional apruebe pronto la Ley de Ahorro y Eficiencia Energética, la que obliga a ser más eficiente en el uso y consumo de energía, además de establecer una serie de incentivos fiscales para la población.

Exhortó a la población a mantener su confianza en el presidente Abinader para que el cambio siga llegando a cada rincón del país y así lograr una República Dominicana cada vez más próspera para todos sus habitantes, tal como la soñaron los Padres de la Patria: Juan Pablo Duarte, Francisco del Rosario Sánchez y Matías Ramón Mella.

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Asociación Paraguaya de Energía Solar visita central fotovoltaica de Chile para interiorizarse sobre el mercado

En el marco de una visita coordinada por ACESOL, Asociación Chilena de Energía Solar, y con miras a sumar la tecnología solar a su matriz energética, una delegación de la Asociación Paraguaya de Energía Solar (APES) visitó Chile para conocer su mercado eléctrico y el proceso de transición energética que está viviendo el país, sus características y avances, como también tuvo la posibilidad de visitar la central fotovoltaica Quilapilún, de Atlas Renewable Energy, para conocer en terreno la primera central de gran escala que opera en la Región Metropolitana de Chile.

Durante su visita en Colina, donde se ubica Quilapilún, se destacó el gran potencial solar que tiene Chile, siendo el segundo país con mayor participación de energía solar del mundo y permitió a la delegación paraguaya conocer, recorrer, y tener más antecedentes de la operación y mantenimiento de una central de estas características.

Pablo Zuccolillo, presidente y co-fundador de la Asociación Paraguaya de Energía Solar comentó tras la visita a Chile que “es impresionante el avance que ha tenido el país en términos de desarrollo renovable, los esfuerzos que han llevado adelante y también sus resultados, lo que pudimos conocer de primera fuente con la visita a Quilapilún. Volvemos a nuestro país con mucha información para poder enfrentar con más experiencia y conocimiento el desafío de diversificar la matriz energética de Paraguay y mantenernos como un país líder en energías limpias”.

La planta solar Quilapilún genera 243 GWh al año, abasteciendo alrededor de 110.000 hogares, evitando 100.000 toneladas de CO2 al año, adicionalmente, esta central cuenta con un centro de prueba de nuevas tecnologías, donde actualmente se están poniendo a prueba sistemas de inteligencia artificial. Este laboratorio integrado en la planta, permite probar y monitorear nuevas tecnologías y validar sus reales rendimientos, lo que ha permitido en la actualidad -entre otras cosas- testear más de siete módulos bifaciales de variadas características, con diferentes condiciones de albedo y posiciones de montaje.

Hay que recordar que Paraguay se convirtió recientemente (comienzos de 2022) en el único país del mundo con generación eléctrica 100% renovable, tras la desconexión de su última central térmica, cubriendo en la actualidad, toda su demanda eléctrica con energía hidroeléctrica. El desafío ahora es seguir aprovechando sus recursos y diversificar la matriz energética paraguaya con más tecnologías limpias, como lo es la solar.

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Un incendio en línea de Alta Tensión afectó al SIN y derivó en cortes de energía

La Secretaría de Energía informó que “en horas de la tarde de este miércoles 1 de marzo un incendio generó perturbaciones en la Línea de Alta Tensión de 500 kW que une las localidades de Campana y General Rodríguez”, lo cual derivó en cortes del suministro de electricidad.

“Ante el desbalance el sistema (interconectado nacional) responde en forma inmediata provocando la desconexión de la generación para su propia protección”, se explicó.

Como consecuencia de esta interrupción se vieron afectadas las provincias de Santa Fe, Córdoba, Mendoza, San Juan y el Sur del NOA.

Asimismo, Energía comunicó que “resulta necesario aclarar que la central nuclear Atucha I no tuvo ningún inconveniente, solo se encuentra parada por motivos de seguridad hasta tanto se reconecte el sistema y pueda volver a entregar la energía que genera”.

Al no poder inyectar su generación por motivos externos, el protocolo de seguridad indica que la central sea parada, se describió.

Energía avisó que “se está trabajando para reponer el funcionamiento de la línea de transmisión y poder iniciar la reconexión en las zonas sin suministro”.

Desde la operadora Nucleoeléctrica Argentina se precisó que “la interrupción masiva de suministro de energía eléctrica ocurrida esta tarde no fue causada por la central nuclear Atucha I sino que una serie de fallas en el sistema interconectado trajeron aparejada la salida de Atucha I, entre otras centrales térmicas”. Dicha central “se encuentra en parada segura”, puntualizaron.

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Una megafalla provocó un gigantesco apagón en el Área Metropolitana de Buenos Aires y varias provincias

Una megafalla en el Sistema interconectado Nacional (SADI) produjo este miércoles por la tarde un gigantesco apagón en el Área Metropolitana de Buenos Aires y varias provincias. La demanda se derrumbó en unos 10.000 MW, lo que equivale a dejar sin servicio entre 5 y 6 millones de usuarios

El factor desencadenante fue un incendio de pastizales a unos 8 kilómetros de General Rodríguez, debajo de tres líneas de transporte de 500 kW. El sistema de protección se activó y desenganchó las tres líneas. En cuestión de minutos, también se desengachó un cuarto tendido de 500 kV que conecta Rodríguez con Atucha. Cuando se desengancharon las cuatro líneas la demanda cayó de 26.000 a 23.000 MW.

El incendio se produjo a unos 8 kilómetros de General Rodríguez.

El problema mayor fue que esa falla en la zona del Litoral no se pudo aislar y se extendió al resto del sistema. La perturbación en altos niveles de demanda genera oscilaciones que provocaron la salida de otras líneas de 500 kV.

Las fluctuaciones de tensión provocaron que la línea Comahue-Cuyo también saliera de servicio. En total, se perdieron unos 10.000 MW, un 35% del total. Por eso, el sistema interconectado está partido y funciona como dos sistemas independientes. Las provincias de Córdoba, Mendoza y San Juan están aisladas sin servicio.

Transener y Cammesa trabajaban esta tarde para reenganchar las líneas afectadas. A las 18:20 la Secretaría de Energía informó que se restableció la línea Atucha –Rodríguez. “Se está reponiendo fuerte en GBA (se habían desenganchado trafos de Ezeiza). Recién pudimos reponer unos 400 MW. Se repuso parcial córdoba y estamos subiendo hacia NOA energizando”, informaron. De este modo, la demanda, que llegó a tocar un piso por debajo de los 15.000 MW, se recompuso a 17.386 MW a las 18:30.

La entrada Una megafalla provocó un gigantesco apagón en el Área Metropolitana de Buenos Aires y varias provincias se publicó primero en EconoJournal.

, Redaccion EconoJournal

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El ENRE oficializó nuevos cuadros tarifarios de Edenor y Edesur 2023. Aumento promedio de 60%.

A través de las Resoluciones 240 y 241/2023, el ENRE publicó los cuadros tarifarios de las distribuidoras eléctricas EDESUR S.A y EDENOR S.A para el año 2023, con una “readecuación” de 60 % promedio que se aplicará en dos tramos, el primero en abril y el segundo en junio.

El Ente Regulador comunicó que “en consonancia con lo anunciado el 6 de febrero, la readecuación tarifaria implicará para más del 70 % de los usuarios residenciales (3.8 millones aproximadamente) comprendidos en las categorías R1 y R2, incluidos 700 mil beneficiarios de tarifa social, un aumento en la factura media que no superaría $ 348 en el primer tramo, y $ 421 en el segundo tramo”.

En el caso de los usuarios de Tarifa General, el aumento promedio para abril 2023 con respecto a los cuadros vigentes se ubicará en el 34 % promedio, se indicó.

Los siguientes ejemplos muestran el impacto en pesos ($) para los usuarios Residenciales de las categorías R1 Y R2 de los niveles 1, 2 y 3 de la segmentación tarifaria, y para los usuarios de Tarifa General G1 y G2:

Ejemplos de facturas con consumo promedio de cada categoría antes de impuestos

La cantidad de usuarios de ambas distribuidoras representa más de 70% del total de usuarios residenciales que abonarían en abril $ 348 y en junio $ 421 en promedio para los consumos medios de cada categoría y nivel tarifario.

En marco de esta readecuación tarifaria, el ENRE ordenó a las distribuidoras EDENOR S.A y EDESUR S.A que presenten el plan de inversiones para el año 2023 con las obras necesarias para la expansión y mejora de la red eléctrica, a fin de garantizar la normal prestación del servicio eléctrico para todas las personas usuarias.

El Interventor del ENRE, Walter Martello, aseguró que “para definir esta actualización de tarifas se tuvo como criterio central la protección de la economía familiar de los usuarios de recursos medios y bajos”.

El funcionario subrayó que “no se otorgaron los incrementos solicitados por las empresas que oscilaban un 300 %, sino una recomposición de tarifas justa y razonable, menor a la inflación minorista proyectada para este año, y que obliga a las empresas a realizar las inversiones necesarias para garantizar un servicio de calidad”.

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YPFB incrementó sus ingresos por exportación de combustibles en 2022

Durante 2022, Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) incrementó en 7,6% sus ingresos por la exportación de gas licuado de petróleo (GLP) y en 11,8% por la venta de gasolina rica en isopentanos con relación a 2021, informó la petrolera
“Durante la gestión 2021 se comercializó GLP por un valor de US$ 73,6 millones, este monto subió a US$79,2 millones en 2022, cifra que ratifica la eficiencia de las plantas separadoras de líquidos”, dijo el presidente la estatal petrolera, Armin Dorgathen.
“La implementación de las plantas de separación de líquidos constituye el primer paso hacia la industrialización de los hidrocarburos y permitió producir GLP para la exportación, cuya venta generó ingresos (divisas) mayores durante 2022”, agregó el ejecutivo de YPFB.
De manera paralela a la exportación de GLP, las plantas de Río Grande y Carlos Villegas experimentaron un incremento del 11,8% en la exportación de gasolina rica en isopentanos, de US$ 5,60 millones a US$ 6,26 millones.
La exportación de los volúmenes de gasolina rica en isopentanos tiene como principal mercado a Perú, le siguen Brasil y Argentina. En la gestión 2022 se exportó un total de 13.075,50 m3 y de este total el 89% se fue a Perú, principal mercado del producto.
La gasolina rica en isopentanos es distinta a otras (gasolina premium y gasolina especial) porque su utilidad y aplicación es requerida por el sector industrial al ser un potente disolvente y tiene una utilidad adicional para barnices y pinturas.
El producto no es demandado en el mercado interno por su uso exclusivo en el sector industrial. Las otras gasolinas están destinadas para el transporte público y privado.

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Brasil aplicará una tasa a la exportación de petróleo de 9,2%

El Gobierno de Brasil anunció que aplicará una tasa de exportación del 9,2% al petróleo bruto durante cuatro meses, con la intención de recaudar unos US$ 1.260 millones.
El tributo, que en un principio solo estará en vigor por un cuatrimestre, se aplicará a todas las empresas exportadoras del sector petrolero del país, entre ellas la estatal Petrobras.

El anuncio de esta nueva tasa de exportación generó fuertes pérdidas para las petroleras en la bolsa de Sao Paulo. Las acciones ordinarias y preferentes de Petrobras cedieron un 4,4% y un 3,5%, respectivamente, mientras que los títulos de PetroRio se hundieron un 9,0% y los de 3R Petroleum se desplomaron casi un 7%. Esta nueva medida se une a la decisión del Gobierno de volver a aplicar impuestos a la gasolina y el etanol, que habían sido suspendidos el año pasado, con la meta también de mejorar la recaudación y equilibrar las cuentas públicas.

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Avanza en Europa un proyecto modelo replicable para la producción industrial de e-fuels

La empresa danesa de energía Ørsted está construyendo en el noreste de Suecia la planta de producción comercial de combustibles carbono neutrales más grande de Europa, con tecnología provista por Siemens Energy. La compañía alemana aportará al proyecto FlagshipONE cuatro electrolizadores de membrana de intercambio de protones con una capacidad total de 70 megavatios, así como sistemas de automatización y electrificación de toda la planta, incluidas innovadoras soluciones de digitalización y distribución de energía.

La planta, que se está construyendo en la localidad costera sueca de Örnsköldsvik, podrá producir hasta 50.000 toneladas métricas de e-metanol por año a partir de energía renovable y dióxido de carbono biogénico. Como sustituto de los combustibles fósiles, esto puede evitar 100.000 toneladas de emisiones de CO2 por año en el transporte marítimo.

Anne-Laure de Chammard, miembro de la Junta Ejecutiva para la Transformación de la Industria en Siemens Energy, afirmó: “Sin hidrógeno o combustibles alternativos como el e-metanol, no habrá transición energética. Necesitamos expandir estas industrias novedosas lo más rápido posible, lo que a su vez requiere modelos de negocio económicamente viables e inversión privada». «Para desarrollar proyectos innovadores como este es importante pasar finalmente de la palabra a la acción», planteó.

Por su parte, Anders Nordstrøm, director de operaciones de Ørsted P2X, manifestó que «en la compañía queremos crear un mundo que funcione completamente con energía verde, y creemos que las alianzas serán clave para acelerar y desarrollar soluciones para los sectores de difícil electrificación». «Siemens Energy ya es socio de Ørsted en nuestra cartera de negocios de energía renovable, y me complace que ahora extendamos esta asociación de larga data a power-to-x también», expresó.

La planta

La planta de Ørsted representa el inicio de la producción comercial de e-metanol neutro en carbono en Europa, basado en un enfoque único: en lugar de construir plantas a medida en cada lugar, FlagshipONE actuará como un proyecto modelo, para «copiar y pegar», que se puede escalar y replicar en otros lugares.

Los combustibles verdes actualmente no están disponibles en volúmenes suficientes y el costo de su producción es aún significativamente superior al de las variantes fósiles. Aquí cobra relevancia el proyecto FlagshipONE: la planta proporciona un plan para que las instalaciones modulares de e-metanol expandan la industria de una manera que sea a la vez flexible y orientada al mercado, y para permitir una experiencia que pueda ser alimentada en la mejora continua de plantas existentes y nuevas utilizando el concepto de gemelo digital.

La próxima planta FlagshipTWO ya está siendo desarrollada por la empresa Liquid Wind y podrá suministrar 100.000 toneladas métricas de e-metanol al mercado mediante un electrolizador de 140 MW de capacidad.

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Gasoducto Néstor Kirchner: ya se soldaron el 50% de los caños

La construcción de los tramos 1 y 2 del gasoducto Néstor Kirchner que está a cargo de la UTE Techint – Sacde continúa avanzando a buen ritmo, según explicaron las compañías a través de un comunicado. En este sentido, detallaron que esto se debe a la movilización y puesta a punto del equipamiento de soldadura automática -que se utiliza por primera vez en el país- y la capacitación de nuevas especializaciones de operarios. En las Plantas de Doble Junta (PDJ) -que permiten soldar de forma industrial caños de 12 metros para transformarlos en «doble juntas de 24 metros-, ya se logró soldar el 50 % del total de tubos a instalar a lo largo del gasoducto.

Además, comunicaron que se completó la apertura del trazado donde será instalado el ducto. De acuerdo con la planificación, las plantas de doble junta completaron la primera etapa y fueron trasladadas. Ahora, se encuentran operativas en la segunda ubicación que tenían prevista.

Transporte de caños

En cuanto al transporte de los caños hasta su ubicación definitiva, las empresas informaron que el avance es óptimo. Los dos frentes de soldadura automática están superando la productividad prevista originalmente, avanzando en un promedio de 4 kilómetros de tubos soldados por día.

A su vez, a partir del avance de la traza, se montaron y equiparon tres campamentos además del obrador principal en Gral. Acha. Los dos nuevos campamentos, que fueron habilitados recientemente, cuentan con una capacidad operativa que se ampliará según lo previsto en el avance de las fases. 

De los 4.000 empleados de diferentes provincias del país contratados por la UTE, más de 2.500 se ven afectados en la construcción de los renglones 1 y 2.

En este sentido, se realizó la capacitación de 80 sideboonistas como especialización clave para la bajada de tubos. Al mismo tiempo, el consorcio integrado por ambas compañías movilizó 1.000 equipos en tiempo récord.

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YPF se comprometió a perforar ocho pozos en distintos yacimientos de Mendoza

La empresa se lo confirmó al Sindicato del Personal Jerárquico y Profesional del Petróleo y Gas de Cuyo. El equipo de perforación será el mismo que realizará los dos pozos no convencionales en la Vaca Muerta mendocina. El Sindicato del Personal Jerárquico y Profesional del Petróleo y Gas Privado de Cuyo se reunió con directivos de YPF en Buenos Aires y ellos se comprometieron a realizar ocho perforaciones nuevas en distintas áreas petroleras de Mendoza, tras concretar los dos pozos no convencionales en la zona de Vaca Muerta. El encuentro se llevó adelante el pasado 14 de febrero en las […]

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YPF abre a otras empresas el proyecto para crear un puerto exportador de petróleo en Río Negro

La firma de bandera busca así financiar la obra cuyo costo se disparó a 2.500 millones de dólares. La obra contempla un oleoducto que partirá desde Vaca Muerta con una primera etapa en Allen que comenzaría antes de fin de año. El lanzamiento de una serie de líneas de financiamiento para las pequeñas y medianas empresas del sector hidrocarburífero fue el escenario escogido por el presidente de YPF, Pablo González, para anunciar la apertura a otras empresas interesadas en sumarse a uno de los proyectos más ambiciosos que tiene la firma entre manos: la construcción en Río Negro del mayor […]

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Fuerte crecimiento a nivel país de la actividad metalúrgica: cuál es la realidad en Mendoza

Durante el 2022 la producción industrial (a nivel país) verificó un crecimiento acumulado del más del 6 % frente al 2021, con un alza del 3% en el empleo. De esa manera, hilvanó su segundo año consecutivo de mejora, aunque con algunas señales de alerta, ya que durante el segundo semestre se dio una desaceleración, ocasionada por dificultades en importaciones y demanda interna. En lo que respecta a nuestra provincia, el panorama es parecido. Mariano Guizzo, presidente de Asinmet (Asociación de Industriales Metalúrgicos de Mendoza), explicó ante los micrófonos de FM Vos 94.5 las razones de este aumento de la […]

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Nación junto con YPF lanza medidas por $35.000 millones para la industrialización de la cadena del petróleo y gas

Se presentó la línea Crédito Argentino (CreAr) capital de trabajo y la convocatoria del Programa Nacional de Desarrollo de Proveedores (PRODEPRO), ambas para el desarrollo de proveedores estratégicos de YPF. El secretario de Industria y Desarrollo Productivo de la Nación, José Ignacio de Mendiguren, y el presidente de YPF, Pablo González, lanzaron junto con el gobernador de Neuquén, Omar Gutiérrez, y autoridades del Banco de la Nación Argentina (BNA), un paquete de medidas por $35.000 millones para la industrialización de la cadena del petróleo y gas. Entre las herramientas presentaron la línea Crédito Argentino (CreAr) capital de trabajo y la […]

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SCANIA A GNC AUMENTAN SU AUTONOMÍA ALEJANDO ASÍ LOS MODELOS DIESEL

Scania prueba con la empresa Reiter Log una unidad 6×4 impulsada a gas que ofrece una autonomía cercana a los 1.000 km. Con su línea Green Efficiency, la cual se hace fuerte tanto en Brasil, país donde se producen, como en territorio argentino, ya sea por su bajo costo operativo como por su baja sonoridad y en las emisiones contaminantes. Únicamente los camiones a GNC tienen dos contras: el precio final, que ronda un 25% extra, y la autonomía, la cual se veía, hasta este momento, relegada a unos 500 km como máximo. Ahora Scania realizó diversas adaptaciones a una […]

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Chubut: Instan a Massa a escuchar el reclamo para agilizar importaciones

Tras el anuncio de que los representantes de la industria petrolera se trasladarían a la capital provincial el próximo miércoles, aún se realizan gestiones para que el ministro de Economía, Sergio Massa, fije una fecha de reunión para tratar los temas que comprometen la actividad en la cuenca. San Jorge. Ante la consulta de ADNSUR, el Ministerio de Hidrocarburos de Chubut confió en que Flavia Royón, secretaria de Energía de la Nación, ya se haya puesto a disposición para coordinar la reunión, aunque aún está pendiente la confirmación de Sergio Massa. Luego de participar en el foro del G20 en […]

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El crudo de Vaca Muerta hace historia en Estados Unidos

El gobernador de Neuquén, Omar Gutiérrez, ponderó las cualidades exportadoras de Vaca Muerta y pidió seguir trabajando para dar vuelta la balanza energética. Vaca Muerta se prepara para convertirse en el gran polo exportador del país. Las cualidades de la formación permitirán terminar con los saldos negativos de las cuentas públicas y transformar el futuro del país. Los primeros pasos son prometedores. Pese a los inconvenientes que otorga la macroeconomía, el año pasado se recibieron inversiones por 6 mil millones de dólares y este año se esperan 8 mil millones de dólares. Todo un récord. Sin embargo, el dato más […]

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Bordet reglamentó la Ley para desarrollar la energía sostenible en Entre Ríos

El gobernador Gustavo Bordet firmó el decreto de reglamentación de la Ley de Energías Sostenibles, que otorga facilidades e incentivos a quienes inviertan en energías limpias. “Es otro compromiso que asumimos y que estamos cumpliendo para brindarle un mejor futuro a la provincia”, afirmó. La Ley Provincial N° 10.933 busca que para 2030, Entre Ríos cuente con un 30 por ciento de energía sustentable en Entre Ríos. Su elaboración y sanción contó con participación de distintos actores de la sociedad, y el trabajo conjunto de los Poderes Ejecutivo y Legislativo. En ese marco, el mandatario provincial sostuvo que la reglamentación […]

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Los inversionistas de Potasio Río Colorado pidieron soluciones al Gobierno por Pata Mora

Las tres empresas que están en condiciones de transformarse en sociedades para la reactivación de la mina de potasio en el Sur de Mendoza exigieron a la Provincia la concreción del polo logístico y la mejora de las rutas para que sea viable la producción. Pata Mora. El ansiado polo industrial eje para la mina de potasio y para Vaca Muerta estuvo otra vez entre los reclamos de quienes buscan invertir en Mendoza. Fueron las tres empresas que presentaron ofertas para ser socias de Potasio Río Colorado S.A. las que levantaron la bandera por la mejora de los servicios de […]

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AIE alerta por “competencia feroz” por el gas natural licuado tras la reactivación de China

Según la organización en un informe publicado el miércoles, la Agencia Internacional de Energía (AIE) advirtió sobre una posible escasez de gas debido a la respuesta de la economía china. El precio del gas ha disminuido debido al aumento de los inventarios de gas, un aumento en la recepción de gas natural licuado y un invierno más templado de lo previsto. Sin embargo, en un escenario de crecimiento económico “moderado”, la necesidad de gas licuado de China podría aumentar hasta en un 35%. En esta situación, la AIE prevé un aumento “feroz” de la competencia que podría presionar los precios […]

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Autoridades de República Dominicana participarán del próximo megaevento de Future Energy Summit

República Dominicana recibe este 29 y 30 de marzo un nuevo megaevento de Future Energy Summit (FES), una alianza entre Energía Estratégica e Invest in Latam. 

En esta ocasión, los salones de conferencias del Hotel Intercontinental Real en la ciudad de Santo Domingo, albergarán un debate de alto nivel donde autoridades del sector público participarán activamente.

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

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

En estos momentos, el país evalúa algunos cambios profundos en el subsector eléctrico (ver más) para que se propicien nuevas convocatorias abiertas e internacionales para energías renovables y se fortalezca al Ministerio de Energía y Minas (MEM).

Pero aquello no sería todo. Desde los órganos reguladores ya preparan modelos de remuneración e incentivos para almacenamiento energético, de modo que este sea complemento perfecto para nuevas inversiones renovables.

Por un lado, desde la Comisión Nacional de Energía (CNE) emitieron dos resoluciones (Res CNE-AD-0003-2023 y Res CNE-AD-0004-2023) destinadas a la inclusión de sistemas de almacenamiento de energía eléctrica con baterías para los proyectos de energías renovables variables (ERV) y las condiciones particulares para tramitar las solicitudes de concesiones para generación con almacenamiento BESS.

Por su parte, desde la Superintendencia de Electricidad (SIE) estarían analizando cuál sería el modelo de compensación para los bancos de almacenamiento mediante las empresas de transmisión y distribución, cuáles serían los incentivos para brindar a los proyectos y si es preciso exigir un porcentaje de almacenamiento mínimo a nueva capacidad renovable a instalar.

ASISTIR

De allí que, será clave la participación de las máximas autoridades de la CNE y SIE en el megaevento de Future Energy Summit. Mientras que Andrés Astacio, superintendente de Electricidad en República Dominicana brindará una entrevista destacada a Gastón Fenés, director de contenido de FES, destinada a abordar los nuevos reglamentos de Baterías, Servicios Auxiliares y mecanismos de licitación de renovable; Edward Veras, director ejecutivo de la CNE estará participando en el panel denominado “La apuesta renovable de República Dominicana: Visión de Actores Clave”.

La apuesta del gobierno de República Dominicana por la sostenibilidad es cada vez más acentuada y resulta transversal a las distintas actividades productivas y de gobierno. Es por ello, que además desde el Ministerio de Medio Ambiente y Recursos Naturales y la Dirección General de Contrataciones Públicas publicaron su Política de Compras Verdes que integra a las energías renovables dentro de los criterios de sostenibilidad bajo los que se evaluarán nuevas contrataciones.

Sobre este y otros temas se explayará Milagros De Camps, viceministra de Cambio Climático y Sostenibilidad del Ministerio de Medio Ambiente y Recursos Naturales (MMARN), quien será otra de las altas figuras del sector público que participarán del megaevento denominado “Latam Future Energy: Mexico, Central America And The Caribbean Renewable Energy Summit”.

ASISTIR

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Cuál es el escenario de crecimiento que se prevé en Vaca Muerta para los próximos dos años

Existen grandes expectativas en torno al impacto que el desarrollo de Vaca Muerta puede generar para la Argentina en los próximos años. Uno de los indicadores que más optimismo despierta es la evolución de la producción de hidrocarburos que proviene de la formación no convencional de la cuenca Neuquina. La extracción de shale oil promedió en 2022 los 242.000 barriles por día (bbl/d) de crudo, un 114% más que en 2020, según datos de la consultora Energía y Economía. Y la expansión del sistema de transporte y exportación de petróleo que operan Oldelval y Oiltanking Ebytem permite proyectar que la oferta extraído de Vaca Muerta contará con la infraestructura para seguir en aumento durante los próximos cinco años.

Sin embargo, esos fundamentos sólidos se moderan cuando se pone el foco en cómo evolucionará el nivel de actividad en los próximos 24 meses. EconoJournal relevó en las principales empresas de equipos torre (perforación, pulling y workover) acerca de sus expectativas de corto plazo. En ese sentido, si bien todas las fuentes consultadas coincidieron en proyectar un escenario positivo, advirtieron que no prevén que se registre un salto discreto del nivel de actividad durante los próximos dos años.

Nivel de actividad proyectado hasta fin de 2024. Fuente: elaboración propia más datos del mercado.

“Primero debe despejarse el contexto político, que este año estará atravesado por la agenda electoral, y la incertidumbre económica. Creemos que lo que viene después de las elecciones es un reacomodamiento integral de la economía con un probable cambio de régimen. Los inversores van a esperar a ver cómo funciona ese proceso, que probablemente se llevará el primer año del próximo gobierno”, analizó el country manager de una empresa de servicios.

Estadísticas

Esa visión, optimista aunque conservadora, se trasluce en los números que manejan los proveedores de equipos torre. En la actualidad hay 38 equipos de perforación activos en la Cuenca Neuquina. Según una proyección interna a la que accedió EconoJournal, el escenario más probable es que para diciembre de este año se sumará apenas una unidad de drilling. En tanto que en 2024 se incorporarían tres equipos más para cerrar con un total de 42.

“Lo que estamos haciendo las compañías es repotenciar los equipos. Estamos llevando nuestra planta hasta los 7500 Psi de capacidad de bombeo”, explicaron desde otra empresa. Por el cepo cambiario, es complicada la decisión para un proveedor de equipos de torre —DLS, San Antonio, Nabors, HP y Petreven, entre otras— de traer nuevas unidades al país. No hay garantías de poder acceder al mercado único de cambios para repagar esa inversión. La repotenciación de los equipos existentes permite perforar ramas laterales de más de 3000 metros y cumplir con el diseño de pozo que se está estandarizando en Vaca Muerta.

La cifra de 42 unidades de perforación que se proyecta para fines de 2024 se ubica por debajo del pico de 48 equipos alcanzado en agosto de 2019, justo antes de que la pesificación del precio interno del petróleo mediante el Decreto 566 provocara un fuerte parate de la actividad no convencional. Es importante aclarar que en ese momento se realizaban pozos más cortos. Hoy, se perforan pozos horizontales de hasta 4000 metros con una mayor cantidad de fracturas.

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, Redaccion EconoJournal

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Una por una, las compañías de paneles solares, inversores y baterías que dominan el mercado en México

Sunwise, la plataforma abocada a la adopción de energía solar en México, presentó su Reporte de Marketshare 2022 con información concreta sobre las marcas de paneles solares, inversores y baterías que los usuarios prefieren, así como los estados en los que se generaron más propuestas. 

En este marco, Arturo Duhart Xacur, CEO y Fundador de Sunwise explica a Energía Estratégica: “En el último año, hubo un gran número de propuestas en nuestra plataforma, lo que refleja la creciente demanda de energía solar en el país. Nos enorgullece contribuir a la facilitación de la adopción de esta tecnología”.

“Estos datos son fundamentales para entender mejor las necesidades y preferencias del mercado solar Mexicano. Creemos que la información es clave para tomar mejores decisiones y mejorar la industria”, agrega.

Marcas de paneles más utilizadas en Sunwise 

El análisis refleja las marcas de paneles solares más utilizadas de la plataforma. En ambas gráficas, se puede observar que JA Solar es la firma más utilizada por una gran mayoría de nuestros clientes.

En segundo lugar, se encuentra la marca Canadian Solar, seguida de cerca por la marca Trina Solar.

En la segunda gráfica, se presentan los datos de marcas en kW. En ella, queda expuesto que JA Solar representa casi la mitad de todas las marcas utilizadas en nuestra plataforma.

Asimismo, Canadian Solar y Trina Solar también tienen una presencia significativa, pero no alcanzan a la marca líder.

Marcas de inversores más utilizadas en Sunwise 

Las siguientes ilustraciones muestran las marcas de inversores más utilizados en la plataforma. En ambas, podemos observar que la marca Solis es la más utilizada por una gran mayoría de nuestros clientes. 

En la primera gráfica, se puede ver que Solis es la marca más popular, seguida de cerca por la marca Growatt y Hoymiles en tercer lugar.

Es interesante observar que aunque Growatt tiene una mayor cantidad de propuestas, la marca Huawei se encuentra en proyectos de mayor kW. 

Aunque Solis es la marca de inversores más popular entre nuestros clientes, tanto Growatt como Huawei tienen un importante nicho de mercado. La elección dependerá de las necesidades y características específicas de cada proyecto.

Marcas de baterías más utilizadas 

Los resultados muestran las empresas más populares para proyectos de almacenamiento en función de la cantidad de propuestas generadas en Sunwise. Growatt es la marca más utilizada seguida por Huawei y PylonTech

Al elegir una compañía popular, los usuarios pueden estar más seguros de haber elegido una marca confiable y con experiencia en el manejo de proyectos de almacenamiento. 

Total de proyectos por mes 

Estas dos gráficas proporcionan una visión interesante sobre la cantidad de propuestas realizadas y los kW propuestos por mes en Sunwise, con un desglose de propuestas con y sin financiamiento.

 

 

También se observa una diferencia en los porcentajes de propuestas financiadas en ambas gráficas. 

En el total de propuestas realizadas en el 2022, el financiamiento representó un 6.7% en cantidad, mientras que en los kW propuestos, sólo representó un 2.9%. 

Según la firma, esto podría deberse a que las propuestas financiadas tienden a ser para proyectos residenciales que requieren menos kW, y por lo tanto, representan un porcentaje menor del total de cantidad de proyectos.

 

Los estados con más kW presupuestados de México 

A partir de todos los datos recopilados, Duhart señala: “Estamos emocionados por el futuro de la industria solar y su almacenamiento por lo que seguiremos trabajando para hacer de la energía solar una opción accesible para todos en México”.

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Darío Morales Figueroa analizó los desafíos y objetivos de su gestión como el primer director ejecutivo de ACESOL

A principios de febrero del corriente año, Darío Morales Figueroa se convirtió en el primer director ejecutivo de la Asociación Chilena de Energía Solar AG. (ACESOL). Y tras casi un mes de iniciar sus funciones, el especialista con más de 15 años en la industria energética dialogó con Energía Estratégica y dio a conocer los objetivos y retos a afrontar que tendrá en su nuevo cargo. 

– ¿Qué representa para el primer director ejecutivo de ACESOL? 

Sin duda es una gran responsabilidad que asumo con mucho entusiasmo y energía. ACESOL ya tiene 16 años trabajando por el desarrollo de la energía solar en Chile y cuenta con más de 140 socios que día a día buscan aprovechar el tremendo potencial energético que el sol ofrece a lo largo de todo el país. 

Representarlos a ellos y sobre todo, trabajar junto a esta comunidad para que la energía solar sea vista como una herramienta central para mejorar la calidad de vida las personas, es sin duda un gran desafío profesional.

– ¿Qué retos y oportunidades observa en el mercado fotovoltaico y de las renovables en Chile? 

No tenemos que perder de vista que la meta de una economía de cero emisiones es tremendamente ambiciosa y para ello, no sólo debemos avanzar decididamente en tener una matriz eléctrica completamente renovable, que representa el 22% de los usos secundarios de la energía, sino que también debemos tomar acción en el otro 78% de aplicaciones que aún siguen quemando distintos tipos de combustibles. 

Siendo Chile el país con la mejor radiación solar del mundo y teniendo un potencial que nos permite cubrir varias veces nuestras necesidades energéticas, no nos cabe ninguna duda de que la energía solar deberá jugar un rol fundamental.

Desde la perspectiva del sector eléctrico, hasta el momento Chile ha sido capaz de cosechar los frutos tempranos de la transición energética. En pocos años las ERNC pasaron de ser un aporte minoritario a ser la principal fuente de producción de energía eléctrica. 

– ¿Qué se necesita para consolidar y profundizar tales avances? 

Es absolutamente necesario avanzar paralelamente en dos frentes regulatorios: por un lado, debemos pensar una reforma al mercado mayorista de la electricidad para sacarlo de la lógica tradicional hidrotérmica para adaptarlo al sistema eléctrico del futuro que será sin duda 100% renovable. 

Por otro lado, no se puede seguir postergando la reforma al segmento de la distribución que habilite nuevas formas de interacción entre todos los actores. No hay que olvidar que al final del día, el segmento de distribución es el que finalmente lleva la energía eléctrica a las personas y empresas. Sin un segmento de distribución con una regulación moderna, no seremos capaces de traspasar al usuario de manera eficiente lo que se haga aguas arriba en la cadena de valor.

¿Y en qué se enfocará usted y ACESOL a lo largo de este 2023?

Lo más importante es desarrollar una base sólida de miembros de nuestra asociación. Para esto iniciaremos un trabajo muy fuerte que permita entender de mejor manera qué valor estamos entregando a nuestros asociados y a partir de ahí desarrollar nuevas formas para potenciar ese valor agregado. 

Lo segundo, es comenzar un proceso de planificación estratégica que nos permita adaptar a la organización a los nuevos desafíos que enfrentará el sector energía en su conjunto en los próximos años, que no son pocos, tanto desde la perspectiva del sector eléctrico, como desde las oportunidades que ofrece el frío y calor solar. 

Finalmente, queremos establecer una relación de profunda colaboración con todo el ecosistema de la energía en Chile, esto incluye a las autoridades de Gobierno, el Parlamento, la academia y otras asociaciones y organizaciones de la sociedad civil. El desafío que enfrentamos como país en esta materia es demasiado grande como para pensar que solo desde un sector se podrán encontrar todas las soluciones. 

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Gerardo Morales apuró al gobierno por la necesidad de una ley de hidrógeno verde en Argentina

Crecen las expectativas por el proyecto de ley del Poder Ejecutivo de la Nación por el cual se prevé actualizar la vieja Ley N° 26123 (promulgada en 2006) y establecer un régimen de economía del hidrógeno de bajas emisiones en Argentina. 

Tal es así que Gerardo Morales, gobernador de Jujuy, pidió acelerar la entrada de dicha iniciativa en el Congreso y el posterior proceso legislativo correspondiente, en pos de apalancar las inversiones en el país. 

“Estamos parados con la normativa del hidrógeno verde, pero tenemos que tener una buena ley, que genere incentivos. En los próximos diez años, el mundo demandará 100 millones de toneladas de H2V y hay pocos lugares donde se puede producir a costo competitivo y justo Argentina es uno de ellos”, manifestó durante un evento. 

“Argentina puede ser la Arabia Saudita de la producción de hidrógeno verde en toda la Patagonia y generar el kilogramo de H2 a USD 3 cuando cuesta en el mundo USD 9, pero necesitamos la ley”, agregó quien deslizó que será precandidato a presidente de la Nación. 

Y a pesar que ya hay algunos proyectos presentados en las diferentes cámaras del Congreso, la iniciativa que llevan adelante el Ministerio de Economía y la Secretaría de Asuntos Estratégicos fue anunciada hace más de un año, pero hasta el momento no vio la luz en el Poder Legislativo. 

Es decir que existen inversiones en el mencionado vector energético que se encuentran trabadas por la falta de un marco regulatorio, como por ejemplo la de la empresa australiana Fortescue, que en 2021 anunció la construcción de una planta productora de H2V en la localidad de Sierra Grande, provincia de Río Negro, por un total de USD 8400 millones. 

Jujuy analiza el marco normativo para impulsar el hidrógeno verde

Sin embargo, según pudo averiguar Energía Estratégica, el gobierno ultima detalles de su iniciativa y está cerca de presentar un régimen de promoción para el hidrógeno verde, azul y rosa, por un período de 30 años y con foco en la producción local y el desarrollo de fabricantes y proveedores de componentes para dicho sector, ya que se requerirá una integración mínima de contenido nacional de hasta el 50% de los proyectos. 

Asimismo, se plantean beneficios concretos tales como la devolución anticipada del IVA, amortización acelerada del impuesto de las ganancias, compensación de quebranto de ganancias, deducción de la carga financiera del pasivo de cada una de las iniciativas y la exención de impuestos sobre la distribución de dividendos y utilidades. 

La central de H2V que propone Jujuy 

Por otro lado, Morales también dio a conocer que la provincia del norte del país trabaja en un proyecto de hidrógeno verde de aproximadamente 10 GW de capacidad, que “ empezará con 1 GW y, si se da según lo previsto, estará a mitad del corriente este año”.

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AUDER insistió en la necesidad de tener nuevos contratos de renovables en Uruguay

Uruguay volvió a tener niveles de importación de energía eléctrica similares a aquellos dados hace más de una década, previo a la primera transformación energética del país y el ingreso en operación de centrales eólicas y solares. 

De acuerdo a un relevamiento de la Asociación Uruguaya de Energías Renovables (AUDER), hubo momentos en los que se debió importar cerca de 1030 MW para abastecer la demanda, lo que representó casi un 80% de la potencia instantánea, debido a la sequía impactó en el país y en la generación hidroeléctrica. 

“Pasaron más 5 años sin incorporación de parques renovables de mediana o gran escala y poco a poco nos alejamos el balance energético nacional disminuyó de un 95% de renovables a aproximadamente 80%. Ello pone de manifiesto que Uruguay no está tan sobre equipado para decir que tenemos un exceso de renovables”, sostuvo Diego Oroño, miembro directivo de AUDER, en conversación con Energía Estratégica

“A ello se debe agregar que el aumento anual de la demanda de energía eléctrica es cercana al 2-3% anual de la demanda de energía eléctrica y aparecieron otros proyectos de demandas en firme, muy intensivos en energía, como data centers, que consumen entre 25 y 50 MW”, amplió. 

Ante ello, desde AUDER manifestaron la necesidad de tomar medidas lo antes posible y realizar nuevas licitaciones de renovables y gestionar más contratos para afrontar dicha situación, considerando los plazos de ejecución de los proyectos. 

“Si se licitara un paquete de 100 o 200 MW solares durante el segundo semestre del año, esa generación entraría en el 2025. Con lo cual ya visualizamos que hasta ese año no habrá nuevos ingresos entonces desde AUDER planteamos que se hace urgente comenzar ya y no dilatar más”, manifestó Oroño. 

“Y en la medida que mantengamos el mismo modelo de negocio PPA a 30 años take or pay, con el offtaker siendo la Administración Nacional de Usinas y Trasmisiones Eléctricas (UTE) y cumplimiento total de las obligaciones económicas, sumado a que los precios por MWh para fotovoltaica oscilan entre los USD 40-50, creo que habrá muchos interesados a nivel internacional”, continuó. 

Cabe recordar que desde la Asociación Uruguaya de Energías renovables ya habían vaticinado que existían empresas multinacionales como Google y Amazon que planteaban instalarse con importantes oficinas, almacenes y data centers en el país, que representarían más del 10% de la demanda eléctrica total. De allí es que resulta prioritario incorporar nuevos proyectos en el corto plazo que atiendan a la nueva demanda.

Ello no pasó desapercibido por UTE, que a mediados del año pasado, reconoció que se consideraban contratos PPA de acuerdo a la proyección de demanda estimada e incluso anunció que se licitarían módulos solares de 100 MW hasta el 2030 y que este 2023 comenzaría el proceso de planificación para determinar bajo qué mecanismo se llevará a cabo

Bajo esa misma línea, la prioridad de la incorporación renovable vendrá del lado fotovoltaico, siguiendo con los aerogeneradores y módulos termosolares, debido a que hoy en día ya hay 1500 MW de potencia eólica y sólo alrededor de 230 contratos solares.

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Senta legislación: Córdoba regulará la figura del Usuario Disperso Remoto para sistemas aislados

La provincia de Córdoba se convertirá en la primera provincia de Argentina en regular los sistemas aislados de la red eléctrica tradicional como un usuario más del servicio público, bajo la figura de Usuario Disperso Remoto (UDiR). 

La particularidad es que se considerará como UDiR una vez que el mismo posea equipamiento de generación de energía eléctrica a partir de fuentes renovables aislada de la red pública, ya sea con o sin almacenamiento de energía, porque no existe la infraestructura necesaria y porque resulta inviable técnica y/o económicamente la extensión de la misma. 

“La resolución provincial se publicará en los próximos días. Eso significa que la distribuidora eléctrica, o la entidad designada para tal fin, de cuya jurisdicción se ubique ese usuario, tendrá la obligación de prestar servicio energético”, aseguró Sergio Mansur, secretario de Biocombustibles y Energías Renovables de Córdoba, en conversación exclusiva con Energía Estratégica

“Y para fortalecer esa posibilidad, el Ente Regulador de los Servicios Públicos llamará a audiencia pública para establecer una tarifa que haga viable a la distribuidora la posibilidad de implementar alternativas renovables”, agregó. 

De todos modos, cabe aclarar que no serán considerados UDiR, aquellos que, aún siendo poseedores de una fuente remota de generación renovable resulten, al aplicar el parámetro de dispersión, con factibilidad técnica y económica para ser conectados a una red de distribución eléctrica tradicional.

Por el contrario, aquellos usuarios reconocidos como UDiR pero que por avances tecnológicos o de desarrollo de redes a lo largo del tiempo puedan abastecerse de una red de distribución tradicional, podrán hacerlo e inclusive convertirse en usuarios – generadores bajo la ley de generación distribuida. 

Asimismo, los Usuarios Dispersos Remotos se clasificarán de acuerdo a las escalas que determinan el tipo de equipamiento que deberá incorporar cada sistema para satisfacer la necesidad, ya sea como residenciales o comerciales – productivos. 

En el primero de los casos se prevé la determinación de tres subcategorías, conforme a la potencia de generación (de 1 kWp a 5,4 kWp) a partir de una fuente solar fotovoltaica: 

Mientras que la segunda categoría correspondería a toda persona humana o jurídica titular de un emprendimiento productivo. Y dentro de la misma, se determinan cinco subdivisiones de de UDiR, desde 1 kWp a 90 kWp de capacidad de generación. 

“Las anteriores podrán modificarse, determinarse nuevas categorías intermedias y especiales a partir de los informes de la Secretaría de Biocombustibles y Energías Renovables, o a partir del requerimiento de reconocimiento diferencial de un conjunto de usuarios productivos”, señala el borrador de la resolución. 

“Si se expandiera, es muy importante para toda la sostenibilidad a mediano y largo plazo del Proyecto de Energías Renovables en Mercados Rurales (PERMER), ya que podría diseñar sus programas pensando en que la distribuidora o el estado provincial garantice la sostenibilidad de los recursos que se pongan a servicio”, concluyó Mansur. 

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México lanzó su Balance Nacional de Energía después de más de un año de retraso

Con más de un año de retraso, la Secretaría de Energía de México (SENER) lanzó esta semana su Balance Nacional de Energía, correspondiente al año 2021. El documento expone en forma general los principales indicadores de producción, comercio y consumo de energía, de México, así como sus comparativos con el comercio internacional. 

De acuerdo al informe, la intensidad energética durante 2021 fue 26.14% mayor que en 2020. Este indicador muestra la cantidad de energía que se requirió para producir un peso de Producto Interno Bruto (PIB), se ubicó en 582.38 kJ/$ del PIB, resultado del incremento de 32.00% en el consumo de energía. El consumo de energía per cápita fue de 80.41 GJ fue un 30.57% mayor al del 2020.

Durante el 2021, la producción de energía primaria aumentó en 6.74% respecto al año 2020 y totalizó 7,081.42 PJ. Los hidrocarburos representan el 81.56% de toda la producción nacional.

La producción de energía primaria mundial vs la nacional

En el marco de los Objetivos y metas de la Agenda 2030 para el Desarrollo Sostenible de la Organización de las Naciones Unidas (ONU), se han asumido diferentes tareas para reducir el efecto del calentamiento global. 

En este sentido para el año 2020, la producción de energía primaria a nivel mundial estuvo compuesta principalmente por petróleo crudo con un 29.84%, en contraste, México en este rubro ascendió al 56.32% de participación de este hidrocarburo.

Sin embargo, en el caso del carbón mineral y sus derivados, a nivel mundial tuvo una participación de 26.98%, mientras que, a nivel nacional, México figuró con el 2.83%. 

Con respecto al Gas Natural, el porcentaje de participación a nivel mundial es apenas 0.08% menor al registrado en la matriz energética de México. De forma muy similar la participación de energías renovables a nivel nacional es 3.52 puntos porcentuales menor que la registrada a nivel mundial. 

 Para el caso de la energía nuclear, a nivel mundial se tuvo una participación de 4.93%, mientras que a nivel nacional se registró un 1.85% .

La falta de un monitor independiente del Mercado Eléctrico

Todas estas acciones, buscan cumplir la meta de aumentar considerablemente la proporción de energía renovable en el conjunto de fuentes energéticas para el 2030. 

No obstante, desde el sector energético señalan que el retraso de la publicación del balance nacional tiene que ver con el retroceso de transparencia por parte de México que carece de un monitor independiente del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM).

El sector privado asegura que no se realizó la licitación correspondiente y que no hubo una figura que remarque las deficiencias o particularidades del CENACE y de los participantes del mercado eléctrico.

Al no haber un Monitor Independiente del MEM, las tareas no se llevan a cabo y las entidades no pueden resolver los asuntos relativos, así como tampoco hay un seguimiento y control diario de la generación de los participantes, más allá de la labor, datos e infografías que aportan organizaciones civiles.

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La Evolución del Mercado Fotovoltaico en Brasil: la Generación Distribuida sigue creciendo

De acuerdo al Estudio Estratégico de Generación Distribuida, la evolución de este mercado puede estar representada por la cantidad de módulos fotovoltaicos demandados. El Estudio señaló que el volumen importado superó los 17 GW durante 2022. Ese valor fue un 71% superior en comparación con 2021, lo que indica inversiones superiores a R$ 64 mil millones.

La caída promedio del 12% en los precios de los sistemas fotovoltaicos fue uno de los factores que también influyó en la búsqueda de esta fuente.

 

Los precios de los sistemas residenciales y comerciales pequeños tuvieron una variación promedio de -13,6%, mientras que los sistemas más grandes cayeron en promedio 7,2%.

La disminución de los costos de los módulos en un promedio de 20% y el alto nivel de inventario de equipos mayoristas fueron factores que contribuyeron a la caída de los precios al consumidor final .

Todo ello impulsó el aumento del número de sistemas fotovoltaicos en Brasil en un 84,9% respecto a 2021, alcanzando los 1,6 millones de instalaciones en el país. Esta evolución del mercado se produjo incluso con la disminución de la cuota de financiación de los sistemas fotovoltaicos.

Además, la publicación del Marco Legal de la MMGD delimitó reglas de transición para quienes solicitaron presupuesto de conexión después del 7 de enero de 2023.

Si bien dichas reglas establecen el pago gradual de TUSD Fio B y otros componentes, el Estudio mostró que, en promedio, los sistemas residenciales mostraron un aumento en el payback de 8 meses , mientras que los sistemas comerciales se vieron afectados en solo 2 meses más.

 

Más ideas y análisis más ecológicos relacionados con los precios, las ventas, el mercado de distribución y los aspectos regulatorios se discutirán en el seminario web de datos de mercado fotovoltaico de GD , que tendrá lugar el martes 7 de marzo a las 11 a. m., con Márcio Takata, director ejecutivo de Greener.

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Ecoener multiplica por 3,6 su beneficio neto en 2022 y supera los €20 millones gracias a las renovables

Ecoener, grupo multinacional de energías renovables, obtuvo en 2022 un beneficio neto de 20,2 millones de euros, lo que supone 3,6 veces más en comparación con los 5,6 millones de euros obtenidos en 2021.

La compañía alcanzó en el pasado ejercicio unos ingresos de 72,9 millones de euros, un 83% más que los 39,9 millones de 2021. El EBITDA ajustado, concepto que mide la calidad de la gestión, se elevó hasta los 44,1 millones de euros, duplicando los 22 millones de euros del ejercicio anterior.

El cash flow operativo fue de 52,5 millones de euros, lo que supone un aumento del 246% respecto a los 15,2 millones de 2021. La inversión en activos superó los 121,4 millones de euros, un 116% más respecto a los 56,2 millones de 2021.

El fundador y presidente de Ecoener, Luis de Valdivia, señaló que, “estos resultados demuestran una buena ejecución del modelo de negocio y consolidan nuestra capacidad de respuesta en un entorno muy exigente”. Y añadió, “Ecoener cierra así un ejercicio récord en el que ha crecido en todos los parámetros de su estrategia de gestión y afronta 2023 con una sólida planificación de desarrollo en mercados diversificados de alta rentabilidad”.

Incremento de la producción

El grupo cerró el pasado ejercicio con una producción de 382 GWh, un 11% más que en 2021. Esta cifra equivale al consumo de una población de más de 95.000 familias y ha evitado la emisión de 200.000 toneladas de Co2 a la atmósfera.

La capacidad de los activos en operación y construcción de Ecoener ha alcanzado los 420 MW. De estos, el 45% se encuentran localizados en España y el 55% en el continente americano. Los activos en producción se componen de 7 centrales hidroeléctricas, 15 parques eólicos y 13 plantas fotovoltaicas. La compañía ronda los 1,5 GW en fase de desarrollo en este momento.

Compromiso ESG

El grupo Ecoener ha reforzado su compromiso social, ambiental y de buen gobierno (ESG) durante 2022. Además de la adhesión del Pacto Mundial de Naciones Unidas, publicó su primera memoria anual de sostenibilidad, que ha sido auditada por la certificadora internacional TÜV SÜD, quien ha verificado que se ha elaborado conforme a las exigencias establecidas en los estándares GRI (Global Reporting Initiative).

En el área de medio ambiente, Ecoener ha sido clave en la estrategia La Gomera 100% Sostenible para la descarbonización de la isla y es pionera en Canarias gracias a la revegetación de 32.000 metros cuadrados de terreno en los que se han plantado casi 3.000 plantas autóctonas del archipiélago.

Dentro de su programa de acción social, durante el último año, la compañía ha impulsado diversos proyectos destinados a fomentar el deporte y las actividades educativas en España, Honduras, República Dominicana o Colombia.

Más sobre Ecoener

Ecoener es el resultado de un proyecto empresarial iniciado hace más de 30 años por Luis de Valdivia, presidente y fundador, con el objetivo de promocionar y desarrollar las energías renovables en España y en otros países del mundo. El 30% del capital de Ecoener cotiza en Bolsa desde el 4 de mayo de 2021.

La salida a Bolsa supuso el respaldo de importantes grupos inversores españoles e internacionales a la estrategia de crecimiento y a la gestión de la empresa.

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Andrés Rebolledo asume la Secretaría Ejecutiva de Olade

El miércoles 1 de marzo, en la Capilla del Hombre, el economista chileno Andrés Rebolledo Smitmans asume (a las 12, hora de Quito) como Secretario Ejecutivo de la Organización Latinoamericana de Energía (Olade), que tiene su sede en Quito, Ecuador.

Con una trayectoria profesional de más de 30 años, Rebolledo Smitmans ejerció diversos cargos técnicos de liderazgo y responsabilidad política en ámbitos del sector energético, de las relaciones económicas internacionales y organismos multilaterales.

Fue elegido como Secretario Ejecutivo de Olade para el período 2023-2025, cargo electo en la LII Reunión de Ministros de Energía de América Latina y el Caribe, realizada en diciembre de 2022, y en cumplimiento de lo establecido en el Convenio de Lima.

Sucederá en el cargo al ingeniero uruguayo Alfonso Blanco, quien se desempeñó como Secretario Ejecutivo por dos períodos consecutivos.

Las principales tareas de la nueva gestión estarán centradas en multiplicar la cooperación entre los países de América Latina y el Caribe, apoyar los proyectos de integración energética en la región, establecer un diálogo institucional con el sector privado y fortalecer la estructura de la organización, entre otras.

La próxima gestión de la Secretaría de OLADE conducirá al organismo a través del 50 aniversario de su creación, redoblando las tareas de acompañamiento técnico a los Países Miembros para explorar líneas de gestión que avancen en la complementariedad y generación de eficiencias.

Se trabajará en ejes estratégicos como Complementariedad Energética e Integración Regional; Cooperación Técnica; Seguridad, Acceso y Equidad Energética; Transiciones Energéticas, Carbono Neutralidad, Innovación, Cambios Tecnológicos y Nuevos Energéticos, entre otros.

Economista de la Universidad de Chile, Andrés Rebolledo Smitmans se desempeñó como Ministro de Energía de Chile en el período 2016-2018 y como Presidente de la Empresa Nacional de Petróleo de Chile. 

También ejerció el cargo de Viceministro de Relaciones Económicas Internacionales de Chile, Embajador en Uruguay, Representante ante la ALADI y consultor en el Banco Interamericano de Desarrollo (BID) y otros organismos.

Durante su gestión como Ministro implementó una importante transformación del  sector energético chileno con la incorporación masiva de energías renovables no convencionales que impulsaron una matriz energética más limpia y un sector más eficiente y competitivo.

Esta transformación se realizó en el marco de un proceso de participación de todos los actores relevantes del sector, lo que además permitió desarrollar un marco regulatorio para promover la electromovilidad e introducir tecnologías y energéticos nuevos como el hidrógeno verde.

Transmisión en vivo

Invitamos a seguir en vivo este evento de posesión del Secretario Ejecutivo de Olade en el canal de YouTube: https://www.youtube.com/watch?v=T-ee3axgM88

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Vista creará una subsidiaria para lograr un barril de emisiones cero en 2026

Vista evalúa crear una compañía subsidiaria con el objetivo de alcanzar una producción de barriles de emisiones cero al 2026. La petrolera desplegará soluciones basadas en la naturaleza para compensar las emisiones residuales que no pueda recortar en sus operaciones. Así lo aseguró Miguel Galuccio, presidente y CEO de la empresa, Miguel Galuccio, que en diálogo con Bloomberg desde Nueva York explicó que la compañía busca reducir en un 75% la intensidad de las emisiones en sus operaciones con respecto a los niveles de hace dos años atrás.

«Para el resto estamos creando una subsidiaria de Vista para abordar esas emisiones residuales con soluciones basadas en la naturaleza. Argentina es un gran país en términos de soluciones basadas en la naturaleza, como plantar bosques, protección de bosques y la agricultura regenerativa«, dijo Galuccio.

La compañía informó una intensidad de carbono en sus operaciones de 24,1 kg CO2e/boe en su reporte de sustentabilidad del 2021. El objetivo es reducir a cero las emisiones de alcance 1 y 2 para el 2026, lo que reducirá la intensidad de carbono a 9 kg CO2e/boe. Este residual de emisiones será compensado con las actividades que desarrolle la compañía subsidiaria.

Potenciar Vaca Muerta

Consultado por el potencial y los límites de Vaca Muerta, Galuccio señaló que el 40% del petróleo y gas producidos en Argentina ya provienen de la formación neuquina y que el país puede transformarse en un exportador de petróleo, pero se necesita otro marco económico y energético.

«Lo que necesitamos es crear un marco macro económico y de política energética que nos permita desarrollar completamente nuestros recursos», dijo. En esa línea, mencionó los controles de cambio y los precios internos del crudo como dos factores a revisar.

«Argentina esta exportando 100.000 barriles por día desde Vaca Muerta. Nuestro modelo dice que probablemente en los próximos tres o cuatro años el país exportará 500.000 bpd», comentó sobre el potencial productivo inmediato.

También destacó que el crecimiento de la formación no convencional genera unanimidad en la política. «La importancia de Vaca Muerta para el país no está bajo debate de los diferentes partidos políticos», dijo Galuccio.

Producción de Vista

Vista informó un incremento del 25% en su producción en 2022. Las reservas probadas totales al 31 de diciembre de 2022 alcanzaron 251,6 MMboe, un incremento de 39% comparado con 181.6 MMboe al 31 de diciembre de 2021. El incremento fue impulsado principalmente por el desempeño en Bajada del Palo Oeste y Aguada Federal.

La petrolera exportó 6.567,4 Mbbl de petróleo, un incremento interanual de 115%. Los ingresos por exportaciones durante 2022 fueron de US$ 574,7 millones, un 216% mayor que durante 2021. Los ingresos totales en 2022 fueron de US$ 1.143,8 millones, un 75% más comparado con los 652,2 millones de dólares del 2021.

Galuccio adelantó que el plan de Vista para 2023 contempla una inversión de US$ 600 millones, y una reducción de costos del 27%. Vista proyecta un aumento del 13% en la producción total.

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, Nicolás Deza

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Juan Manuel Ardito es el nuevo presidente de la seccional Comahue del IAPG

La Comisión Directiva del Instituto Argentino del Petróleo y Gas (IAPG) seccional Comahue eligió como su nuevo presidente a Juan Manuel Ardito, vicepresidente de Upstream No Convencional de YPF. Además, decidió sumar dos nuevas vicepresidencias, que serán ocupadas por Martín Bengochea, director general de la Cuenca Neuquina de Tepcetrol y Lucio Framarini, gerente ejecutivo de operaciones de Pan American Energy. En tanto, el CEO de Oldelval, Ricardo Hosel, se sumará como prosecretario.

De este modo, la seccional amplía la presencia de compañías del sector en su comisión directiva, lo que permitirá incrementar la agenda de trabajo en medio de un crecimiento histórico de la producción de petróleo y gas de la Cuenca Neuquina.

Tras la decisión, Ardito señaló: “El desarrollo de Vaca Muerta presenta enormes desafíos para nuestra industria, y el IAPG es un instrumento clave enfrentarlos, potenciando la formación de nuevos profesionales y creando espacios de intercambio para mejorar nuestras prácticas”.

Asimismo, remarcó: “Vamos a trabajar para continuar fortaleciendo a la Seccional Comahue como referente técnico y acercar a las comunidades de Neuquén y Río negro a nuestra institución”, remarcó.

Ardito tiene 36 años, es ingeniero en petróleo por la Universidad del Comahue y tiene un Posgrado en Producción de Petróleo y Gas del ITBA. Actualmente tiene a su cargo todos los proyectos de la YPF en Vaca Muerta.

Por su parte, Raúl Vila, gerente de la seccional afirmó: “Estamos muy satisfechos con la renovación, en los últimos años la Seccional Comahue apunta más que nunca a ser el faro de la información técnica y el lugar de encuentro para llevar a cabo múltiples actividades de la industria en estas latitudes». «Sumar a las nuevas generaciones nos asegura combinar el impulso joven con el know-how de las generaciones precedentes”, planteó.

Nueva comisión directiva

El resto de la comisión directiva se completa además con Santiago Gastaldi (Pampa Energía) y Gonzalo Villalba (Pluspetrol) como vicepresidentes.

En tanto, José Casanovas será secretario, mientras que Enrique Förster (Venver) y Oscar Nefa (Capex) mantendrán el cargo de tesorero y pro tesorero. Otras empresas se suman a esta comisión crucial para el desarrollo de la seccional en la zona de Río Negro y Neuquén.

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, Redaccion EconoJournal

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Chevron aumentará la recompra de acciones

Chevron aumentó un 16,6% su objetivo anual de recompra de acciones propias, situándolo en US$ 17.500 millones, frente a los anteriores US$ 15.000 millones. La petrolera estadounidense apunta a un crecimiento del cash flow libre anual superior al 10% un precio del barril de Brent de US$ 60, por lo que ha aumentado el rango orientativo para las recompras anuales de acciones entre US$ 10.000 y 20.000 millones .
Además, la petrolera anunció que aumentará su tasa de recompra de acciones anual objetivo a US$ 17.500 millones a partir del segundo trimestre.
Por otro lado, la empresa mantiene su plan de inversiones anuales entre US$ 13.000 y 15.000 millones, así como su previsión de crecimiento anual superior al 3% para 2027 de la producción de petróleo y gas.

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MetroGAS recibió la “Certificación Oro” emitida por el IPACE

MetroGAS recibió la Certificación Oro, emitida por el Instituto Profesional Argentino para la Calidad y la Excelencia (IPACE), tras superar el puntaje previsto en la tutoría que realizaron con la Fundación Empresaria para la Calidad y la Excelencia (FUNDECE).

Durante 2021 y 2022, MetroGAS fue acompañada por el Espacio Excelencia, organización integrada por FUNDECE, IPACE y la Fundación Premio Nacional a la Calidad (FPNC), en la realización de una evaluación según el Modelo para una Gestión de Excelencia, que establece las fortalezas y oportunidades de mejora críticas que permite diseñar y ejecutar planes de desarrollo.

Esto constituyó fundamentalmente el programa “Camino a la Excelencia”, cuyo objetivo es el fortalecimiento del Sistema Integral de Gestión de la organización.

Luego de la última evaluación realizada a finales de 2022, MetroGAS se hizo acreedora de esta certificación en la categoría “Mejores prácticas de gestión integral”, emitida por IPACE, tras haber superado los 400 puntos y poseer un plan a ser implementado en toda la empresa.

La ceremonia de entrega de la distinción se realizó en las oficinas centrales de MetroGAS, contó con la presencia de su director general, Tomás Córdoba, y de Paula Altavilla, presidenta del Espacio Excelencia.

También participaron el equipo de consultores que llevó adelante el proyecto y referentes de la compañía que se encargaron de conducir el proceso.

Al entregar el galardón, Paula Altavilla, expresó “Desde nuestro espacio institucional buscamos impulsar la competitividad a nivel global, a través de la calidad, innovación y transformación digital de las organizaciones para el desarrollo sostenible de la Argentina. Es por ello que nos enorgullece que una compañía como Metrogas haya sido merecedora de tan importante reconocimiento”.

Tomás Córdoba agradeció la distinción y sostuvo que “la implementación del Modelo de Excelencia del Premio Nacional a la Calidad nos permite seguir trabajando en la detección de oportunidades y la elaboración de planes de trabajo para que nuestra gestión siempre se base en la búsqueda de la mejora continua”.”Este reconocimiento representa una gran motivación para todas las personas que hacemos MetroGAS”.

Córdoba añadió que ”promover la mejora en la calidad de gestión de las organizaciones de manera sustentable es un compromiso que tiene la Fundación Premio Nacional a la Calidad, y MetroGAS toma como eje la aplicación de modelos de gestión que logren la satisfacción de clientes, empleados, proveedores, la comunidad y accionistas”.—————————

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Lanzan una nueva edición de la Maestría Interdisciplinaria en Energía de la UBA

La Maestría Interdisciplinaria en Energía de la Universidad de Buenos Aires (UBA) está diseñada sobre el carácter transversal de las principales disciplinas que abarca la cuestión energética. Temáticas vinculadas a tarifas, infraestructura, gas y petróleo, renovables, hidrógeno, nuclear, bioenergía, regulaciones, integración energética, geopolítica, eficiencia energética, cambio climático, se abordan desde el punto de vista tecnológico, legal, económico y socio-político.

En base a esto, el 2 de marzo a las 18 horas se desarrollará una charla informativa acerca de los objetivos y el plan de estudios para este año convocada por el Centro de Estudios de la Actividad Regulatoria Energética de la Universidad de Buenos Aires (CEARE).

Se podrá participar de la reunión en forma virtual o presencial en el aula CEARE del piso 2 de la Facultad de Derecho de la UBA. Estarán presentes Raul Bertero, presidente del CEARE y director de la Maestría, y Griselda Lambertini, directora académica del CEARE y coordinadora de la Maestría. La inscripción es a través de este link.

La maestría

A su vez, esta maestría puede articularse con la carrera de Especialización en Regulación Energética, que enfoca los desafíos regulatorios que la transición energética plantea para las redes de gas y electricidad, tanto en sus mecanismos de expansión como en la cuestión tarifaria.

En esta instancia, confluyen estudiantes ingenieros, abogados, economistas, periodistas, politólogos, además de docentes y profesionales de las más variadas ideologías. El objetivo es conformar un medio ambiente que refleje la diversidad de la temática y permita comprender distintas visiones en muchos casos contrapuestas, pero nunca descartables del problema energético.

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, Loana Tejero

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Nación e YPF lanzan medidas por $ 35.000 M para pymes proveedoras de la industria del petróleo y gas

El secretario de Industria y Desarrollo Productivo de la Nación, José Ignacio de Mendiguren, y el presidente de YPF, Pablo González, lanzaron junto con el gobernador de Neuquén, Omar Gutiérrez, y autoridades del Banco de la Nación Argentina (BNA), un paquete de medidas por $ 35.000 millones para la industria local de la cadena del petróleo y gas.

Entre las herramientas, presentaron la línea Crédito Argentino (CreAr) capital de trabajo y la convocatoria del Programa Nacional de Desarrollo de Proveedores (PRODEPRO), ambas para el desarrollo de proveedores estratégicos de YPF.

Al respecto, De Mendigueren señaló que “hoy es un día trascendente porque esto demuestra que no nos conformamos solamente con extraer petróleo o extraer gas. El proyecto de desarrollo argentino requiere de aprovechar una ventaja competitiva, como es Vaca Muerta, para convertir al país en un exportador de tecnología al servicio de la industria del petróleo y el gas”.

Por su parte, el presidente de YPF señaló que “hoy en la industria estamos pensando hacia el futuro y esto tiene que ver una política energética nacional de crecimiento. Si no hay una política energética nacional es imposible crecer y sustituir importaciones, generar más trabajo para los argentinos y las argentinas”.

En tanto, el gobernador de Neuquén destacó que “este anuncio de más de 35.000 millones de pesos viene a dar respuesta para conectar la oferta con la demanda, y apalancar la matriz de desarrollo con más empleo y compre local”.

Desde la planta de Oilfield Production Services SRL, las autoridades nacionales y provinciales presentaron la línea CreAr capital de trabajo que otorga créditos de hasta $ 150 millones a través del BNA, con una tasa bonificada por la Secretaría de Industria y Desarrollo Productivo, para proveedores de YPF.

Asimismo , se presentó la línea de proyectos estratégicos, que brinda financiamiento de hasta $1.650 millones del BNA, también con bonificación de tasa del Fondo Nacional de Desarrollo Productivo (FONDEP), para las inversiones que promueven las exportaciones y sustitución de importaciones.

Además, se presentó la nueva convocatoria del PRODEPRO, que busca aumentar el grado de integración nacional y promover inversiones en tecnología, y en la ampliación de capacidad productiva con impacto en la capacidad exportadora.

El PRODEPRO acompaña con hasta $ 100 millones a los proyectos proveedores de la cadena petróleo y gas, hasta el 70 por ciento de la inversión, y asistencia técnica 100 % bonificada; y con hasta $ 150 millones para las empresas proveedoras de YPF, al ser un proyecto asociativo cliente/proveedor.

Por otra parte, Mendiguren y González firmaron un acta de intención con el fin de relevar procesos productivos de la cadena de valor de YPF a través del Instituto Nacional de Tecnología Industrial (INTI) para analizar y promover la integración nacional y las posibilidades de mejora del sector petróleo y gas.

Estos programas y líneas están dirigidos a proveedores de YPF, PyMEs industriales, agroindustriales y de servicios industriales con proyectos de impacto en ahorro de divisas.

El lanzamiento contó con la presencia del CEO de YPF, Pablo Iuliano; la gerenta de Investigaciones Económicas del BNA, Karina Angeletti; las subsecretarias de Industria, Priscila Makari, y de Desarrollo Emprendedor, Natalia del Cogliano.

También, de los subsecretarios de la Pequeña y Mediana Empresa, Tomás Canosa; y de Análisis y Planificación Productiva de la Nación, Gabriel Vienni; el director nacional de Financiamiento PyME, Francisco Abramovich; la presidenta del INTI, Sandra Mayol, la secretaria de Hidrocarburos de Río Negro, Mariela Moya y el ex secretario de Energía, Darío Martínez.

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El gobierno autorizó un aumento del 60% de las facturas residenciales de Edenor y Edesur durante 2023

El Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE) autorizó este martes aumentos para las distribuidoras Edenor y Edesur mediante las resoluciones 240 y 241/2023. De acuerdo a las normativas que saldrán publicadas mañana miércoles en el Boletín Oficial y contemplando además el incremento de precio mayorista de la energía instrumentado los primeros días de febrero, las facturas eléctricas para los usuarios residenciales aumentarán un 60% a lo largo de 2023.

En la última audiencia pública, celebrada el 23 de enero, las distribuidoras eléctricas habían reclamado una recomposición tarifaria del 262% y un aumento en el Valor Agregado de Distribución (VAD) para “cubrir los costos operativos”, el segmento de las facturas que determina el margen de las compañías.

Tal como se detalla en las resoluciones, para los usuarios residenciales el valor de distribución aumentará un 108% en abril, mientras que en junio se implementará una suba adicional del 74 por ciento. “Este incremento del margen de distribución, que en total asciende al 190% en el año, tendrá un impacto en la factura final que pagan los usuarios residenciales del 60% a lo largo de todo el 2023”, aseguró un alto directivo del sector.

Asimismo, se establece que para los usuarios de Edenor la tarifa media ascenderá a $ 13.888 kWh, mientras que para los usuarios de Edesur alcanzará los $ 13.706 kWh. En términos de flujos de ingresos, para las distribuidoras el aumento en las tarifas les permitirá recaudar más de $ 80.000 millones adicionales durante el 2023.

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, Loana Tejero

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Techint-SACDE detalló los avances en la construcción del GPNK

La UT Techint-SACDE comunicó el avance que registra la construcción del Gasoducto troncal Presidente Néstor Kirchner (GPNK), cuya finalización del Tramo I está prevista para el inicio del próximo invierno.

• La construcción de los renglones a cargo de la UT Techint- SACDE avanza con ritmos que vienen acelerándose tras la movilización y puesta a punto de equipamiento que se utiliza por primera vez en la Argentina, y la capacitación de nuevas especializaciones de operarios.

• En dos meses y medio de construcción, se completó la apertura del trazado donde será instalado el ducto. En las Plantas de Doble Junta (PDJ) se logró soldar el 50% del total de tubos a instalar a lo largo del gasoducto. Las PDJ permiten soldar de forma industrial e itinerante caños de 12 metros para transformarlos en “doble-juntas” de 24 metros y ser luego trasladados al lugar de su instalación definitiva. De acuerdo con la planificación, las plantas de doble junta completaron la primera etapa, fueron trasladadas y ya se encuentran operativas en la segunda ubicación que cada una tenía prevista.

• El desfile de tubería (transporte a su ubicación definitiva) avanza al ritmo esperado y los dos frentes de soldadura automática están superando la productividad prevista originalmente, avanzando en un promedio de 4 km de tubos soldados por día.

• En línea con lo planificado a partir del avance de la traza, se montaron y equiparon tres campamentos además del obrador principal en Gral. Acha. Los dos nuevos campamentos, recientemente habilitados, cuentan con una capacidad operativa que se ampliará según lo previsto en el avance de las fases. De los 4.000 empleados de diferentes provincias del país contratados por la UT, más de 2.500 se ven afectados en la construcción de los renglones 1 y 2. Adicionalmente, se realizó la capacitación de 80 sideboonistas como especialización clave para la bajada de tubos.

• Techint- SACDE movilizaron 1.000 equipos en tiempo récord, incluyendo la última tecnología disponible en el mundo como las plantas de doble junta y equipos de soldadura automática, que se usan por primera vez en la Argentina. Hoy la UT se encuentra trabajando con dos frentes simultáneos en los renglones 1 y 2.

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La dueña de Peugeot y Fiat desembarca en San Juan para acelerar la producción de cobre

El gigante de la industria automotriz mundial Stellantis acaba de adquirir por US$ 155 millones el 14,2% de McEwen Copper, que desarrolla el megaproyecto de cobre Los Azules, ubicado en la provincia de San Juan. Es toda una novedad que una automotriz de la dimensión de Stellantis desembarque en un proyecto de cobre en la Argentina. Al mismo tiempo, Río Tinto, el segundo grupo minero más grandes del mundo, amplió su participación en el mismo proyecto y alcanzó también el 14,2% de McEwen Copper, empresa de capitales canadienses. Ambas compañías realizaron los anuncios este lunes y, ante la creciente demanda mundial de cobre, pretenden acelerar el inicio de la producción del proyecto.

Con la llegada a Los Azules, la intención del grupo Stellantis, fundado en 2021 con la fusión ente las automotrices Chrysler y Groupe PSA, es asegurarse las materias primas como el cobre para su estrategia de electrificación de los vehículos y desarrollo de la electromovilidad para cumplir con su meta de carbono neto cero para 2038. El grupo Stellantis es uno de los mayores fabricantes de vehículos y proveedor de movilidad del mundo y tiene a cargo marcas como Peugeot, Fiat, Chrysler, Citroën, Jeep, Abarth, Alfa Romeo, Dodge, DS Automobiles, Lancia, Maserati, Opel, entre otras.

Fuentes con conocimiento de la negociación entre las compañías señalaron a EconoJournal que Stellantis pretende “para que la mina se construya lo más rápido posible”. Además, no descartaron que al grupo realice una nueva inversión para aumentar su participación en McEwen Copper.

En un comunicado que difundió el grupo, el director ejecutivo de Stellantis, Carlos Tavares, indicó: “estamos dando pasos importantes en la Argentina con el objetivo de descarbonizar la movilidad y asegurarnos suministros estratégicos de energía limpia y materias primas necesarias para el éxito de los planes globales de la compañía”.

Minera

Por su parte, la minera Río Tinto, desde su subsidiaria Nuton, realizó una inversión adicional de US$ 30 millones para aumentar su participación accionaria hasta el 14,2% en McEwen Copper. Esta transacción, ya acordada entre las compañías, se terminará de cerrar el 10 de marzo. Río Tinto tiene operaciones mineras en 35 países.

De este modo, los principales accionistas en la actualidad de McEwen Copper para desarrollar Los Azules son McEwen Mining con el 51,9%; Stellantis con 14,2%; Nuton 14,2%; Rob McEwen 13,8%; y Victor Smorgon Group con 3,5 %.

Megaproyecto

Los Azules es un proyecto avanzado de exploración de pórfidos de cobre a gran escala ubicado en el prolífico cinturón de la Cordillera de los Andes. Según la consultora canadiense Mining Intelligence, está dentro de las 10 principales minas de cobre sin explotar del mundo. En el primer trimestre de este año tiene previsto presentar el análisis económico preliminar y en abril presentará el estudio de impacto ambiental (EIA). En los próximos meses aumentarán de seis a diez las máquinas perforadoras en el proyecto.

McEwen Copper estima que la construcción de la mina demandará una inversión total de US$ 2.500 millones con una producción estimada en 183.000 toneladas (tn) anuales de cobre de alta calidad (tiene 13.400.000 tn en reservas estimadas). Se encuentra cerca de la frontera con Chile y a 90 kilómetros al norte del proyecto El Pachón de la compañía Glencore.

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, Roberto Bellato

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Gasoducto Néstor Kirchner: parte una delegación a Brasil para blindar ventas de gas

Scioli encabezará, junto a la secretaria de Energía, Flavia Royón, un encuentro con el gobernador del estado de Río Grande Do Sul. Se trata de un territorio que adquiere especial importancia porque es por donde ingresaría el gasoducto Néstor Kirchner al país vecino. Una delegación de la Secretaría de Energía partirá esta semana a Brasil con la misión de acelerar el proceso de integración energética. Allí, se reunirán con el gobernador del estado de Río Grande Do Sul, Eduardo Leite. Se trata de un territorio que adquiere especial importancia porque es por donde ingresaría el gasoducto Néstor Kirchner, además es […]

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YPF: Representantes llegan a Mar de Plata para discutir exploración petrolera

Mientras la industria petrolera termina de definir el inicio de las tareas de exploración de rayos cósmicos en la Cuenca Argentina Norte, donde se ubica el área de la CAN 100 a más de 300 kilómetros de la costa atlántica, Mar del Plata servirá como sede de una importante conferencia que reunirá a destacados líderes empresariales y ejecutivos del sector. El próximo 10 de marzo tendrá lugar en el Hotel Provincial de Mar del Plata la conferencia “Exploración y explotación offshore en el Mar Norte Argentino”. perspectivas y oportunidades a nivel regional y nacional. El encuentro invita a discutir y […]

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Vaca Muerta revive la esperanza de Argentina en la producción de shale

El gasoducto representa un avance irrefutable hacia un objetivo muy perseguido: reducir la dependencia del país de las importaciones de combustible. En un desierto azotado por el viento al suroeste de la Argentina, tubos de acero negro del tamaño de un autobús escolar se extienden en línea hacia el horizonte. La escena es la señal más clara de que uno de los mayores yacimientos de shale del mundo tiene por fin la oportunidad de cumplir sus promesas. Los trabajadores de la formación Vaca Muerta están construyendo un gasoducto de 573 kilómetros que transportará gas natural desde el remoto norte de […]

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San Juan: Licitan nueva obra de redes de gas para Rawson

La obra, que tendrá un plazo de ejecución de 365 días, proveerá de gas natural a unos 103 usuarios y cinco establecimientos de la zona. Esta semana, la Dirección Provincial de Redes de Gas, perteneciente al Ministerio de Obras y Servicios Públicos, llevó adelante la apertura de sobres correspondiente al proceso licitatorio Nº06/2022 para la obra: “Red de media presión médano de oro”, que proveerá de gas natural a hogares y establecimientos educativos del departamento Rawson. Con un presupuesto total de $ 80.290.000,00 fueron dos las propuestas de empresas interesadas: Regalado Benítez $95.923.260,10 pesos. Notar S.R.L $95.145.556,33 pesos. Detalles de […]

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Lanzan financiamiento por $10.000 millones para estaciones de bombeo de petróleo en Neuquén

La Secretaría de Industria y Desarrollo Productivo activará la línea de crédito. Se insta a fortalecer un sector con considerable margen de crecimiento. Hoy en Neuquén, el secretario de Industria y Productividad, José Ignacio de Mendiguren, pondrá en marcha un operador financiado con fondos federales para empresas que prestan servicios a la industria petrolera. La producción de petróleo de la provincia sigue en expansión. Con la participación del candidato a diputado provincial por el Frente de Todos, Darío Martínez, el evento se realizará en la base de un parque industrial propiedad de una empresa neuquina a la que se le […]

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Amplían en $ 3.082 millones aportes y bonificaciones del programa de Desarrollo de Proveedores

La Subsecretaría de Industria propuso un aumento de $3.082 millones en el financiamiento de los programas Aportes No Reintegrables (ARN) y Bonificación de Tasa (BT) para las empresas participantes con proyectos presentados al programa Prodepro. Debido a las 217 presentaciones y a que los montos solicitados “excedieron los cupos máximos asignados” en la elección de marzo de 2022, la medida se concretó como Resolución 77/2023, la cual fue publicada hoy en el Boletín Oficial. El aumento de montos para el sector salud fue de $742 millones en términos de ARN y $96 millones en BT, mientras que el monto de […]

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Polémica asegurada: se larga la exploración de la parte mendocina de Vaca Muerta en áreas vecinas a las cedidas a grupos mapuches

En los próximos días deben llegar los equipos de perforación de YPF a las dos áreas concesionadas. En Mendoza esperan que permita revertir la crisis de producción petrolera, que supo ser un puntal de la economía provincial. Mendoza atraviesa una de las peores crisis productivas de petróleo crudo de su historia y busca salir de ella por varios frentes en forma simultánea. Uno de ellos, probablemente el más prometedor, es la exploración de su “porción” de Vaca Muerta. El primer proyecto oficial en esa zona estará a cargo de YPF y comenzará dentro de unos 15 días. Argentina frente al […]

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Este miércoles, 1 de marzo, abre la tercera convocatoria de Mendoza Activa 4

Energías renovables, tecnología y ahorro hídrico son algunas de las líneas más demandadas por los mendocinos. Habrá tiempo hasta el 10 de marzo para realizar las inscripciones en el sistema Tickets. El Ministerio de Economía y Energía abrirá durante los 10 primeros días de marzo la tercera convocatoria de Mendoza Activa 4, el programa que potencia la inversión privada con el fin de reactivar la economía mendocina y generar empleos de calidad. Tras el cierre del segundo llamado de la cuarta edición, la iniciativa de la cartera económica provincial generó 1.418 proyectos por un total de $33.878.441. “Bajo un concepto […]

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Bolivia podría duplicar la cantidad de recursos de litio que tiene actualmente

Los trabajos de exploración e investigación realizados a lo largo de 2022 en los salares de Coipasa (Oruro) y Pastos Grandes (Potosí) han permitido concluir que el país podría “fácilmente” duplicar su actual producción de litio –21 millones de toneladas, en el salar de Uyuni– según la información que acaba de faciliutar el Ministerio de Hidrocarburos y Energías. Los datos los aportó el ministro de Hidrocarburos y Energías, Franklin Molina, en una jornada celebrada el pasado viernes en La Paz para presentar las cuentas públicas finales correspondientes a 2022 de esta cartera. En palabras del ministro, “con los resultados de […]

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PERUPETRO AVANZA EN PROMOCIÓN DE INVERSIONES DE 31 NUEVAS ÁREAS CON POTENCIAL DE HIDROCARBUROS

Las 31 nuevas áreas fueron presentadas ante inversionistas en Houston concitando gran interés en el potencial del país. Representantes de empresas arribarán en próximas semanas para revisar la información técnica de las áreas con potencial de hidrocarburos.Se reactivará actividad exploratoria de hidrocarburos en el país. PERUPETRO S.A. informó que avanza en la promoción de inversiones de 31 nuevas áreas que han sido identificadas con potencial de gas y petróleo, como parte del impulso a la actividad exploratoria que reactivará el Perú para asegurar el descubrimiento de nuevas reservas de hidrocarburos. Las 31 áreas identificadas se encuentran en las cuencas Marañón, […]

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Vaca Muerta: fabrican en Mar del Plata un novedoso equipo de fractura abastecido a gas natural

El presidente de QM Equipment, Pablo Fiscaletti, destacó que comenzarán a probar en marzo una novedosa bomba de fractura de 5000 HP impulsada por una turbina a gas. Este tipo de tecnología tiene el potencial de ahorrar millones de litros de gasoil en Vaca Muerta por año y reducir las emisiones en las operaciones de upstream.

«Es una tecnología muy innovadora, es de vanguardia lo que estamos haciendo. Es el resultado de muchos años de fabricar estos equipos, de entender mucho el negocio de nuestros clientes, cuál son sus costos y los problemas que tienen y qué cosas quieren mejorar», explicó Fiscaletti consultado por EconoJournal.

«Hay una reducción de costos muy importante con este tipo de maquinaria porque la inversión de capital es muy parecida a la de las bombas tradicionales, pero en la parte operativa hay una reducción de costos muy significativa, sobre todo en el gasoil. En Vaca Muerta se utilizan más o menos unos 200 millones de litros de gasoil por año en servicios de fractura. Todo eso se podría reemplazar utilizando el propio gas de Vaca Muerta, generando un ahorro importantísimo para las compañías y para el país por las importaciones de gasoil», profundizó sobre el tema.

Bomba de fractura impulsada por una turbina a gas.

«En Vaca Muerta se está trabajando fuerte en reducir las emisiones de la producción de hidrocarburos. Una máquina como esta bomba tendría un impacto muy positivo», añadió Fiscaletti.

Otro beneficio de la turbina es que puede impulsar bombas más grandes. «En un yacimiento podés encontrar 30 bombas de fractura en operación. Con este equipo se podría reducir el número a ocho o diez, lo que reduce el tamaño de la locación que se debe preparar para el set de fractura, se reduce la cantidad de equipos que se transportan al yacimiento», explicó.

QM Equipment está diseñando la turbina con Eco2Power, otra firma nacional. «Es una inversión a pulmón de varios millones de dólares que estamos haciendo porque entendemos que es el futuro del fracking. Por suerte hay mucha expectativa, todas las operadoras y compañías de servicio que tomaron contacto con el proyecto lo quieren probar. En marzo lo ponemos en marcha y si todo sale bien en abril lo ponemos en locaciones en Vaca Muerta», proyectó el presidente de la empresa.

«Nuestra expectativa es que en el primer semestre del año que viene haya una flota de estas funcionando en Vaca Muerta, serían unos 50.000 HP», añadió.

Bombas de fractura

QM Equipment celebró además un nuevo hito en el segmento de bombas de fractura con la entrega del equipo N°81 a Tenaris, llegando así a un total de 200.000 HP de potencia diseñados y fabricados en Mar del Plata desde 2004. «En este mes de febrero hemos alcanzado los 200.000 HP de equipamiento en bombas de fractura. Para ponerlo en perspectiva, hoy en Vaca Muerta están operando alrededor de 600.000 HP. Solo en el primer semestre de este año vamos a estar entregando otros 70.000 HP», explicó Fiscaletti.

Pablo Fiscaletti, presidente de Equipment.

La bomba de fractura, comúnmente denominada “fracturador”, es la pieza clave en los sets de fractura que se utilizan para preparar los pozos de Vaca Muerta para lograr extraer hidrocarburos. Tenaris es el cliente de la bomba N°81 que será utilizada en Fortín de Piedra. QM Equipment también exporta equipos, habiendo vendido bombas en Estados Unidos, Canadá, Rusia y Medio Oriente.

«A lo largo de los años hemos diseñado y construido todos los equipos que son necesarios para desarrollar los trabajos de fractura y estimulación para pozos no convencionales. Todas las empresas que brindan estos servicios de fractura en Argentina han confiado en nosotros para la construcción de equipos», explicó Fiscaletti.

«Nuestra fábrica de 31.000 m2 está construida en un predio de 13 hectáreas y tenemos 32 puentes grúas con capacidad de izaje de hasta 80 toneladas. Estamos listos para construir todo el equipamiento que Vaca Muerta demande en los próximos años», aseguró sobre las capacidades industriales de la compañía.

La empresa también brinda soluciones de mantenimiento de flota y de repuestos e insumos para la operación, además de poseer una sede en Neuquén para brindar servicios de Inspección y Ensayos no destructivos.

Oportunidades en offshore

El proyecto de exploración offshore de Equinor en el mar argentino genera expectativa en Mar del Plata por lo que puede significar para la economía local. Consultado por este tema, Fiscaletti señaló que ya tienen experiencia proveyendo equipos para operaciones offshore, principalmente al Brasil.

«En los pozos de exploración no se ve tan inmediata la necesidad de equipamiento, pero sí una vez que el proyecto tome dimensión. Si uno mira hace diez años, en Vaca Muerta se estaban realizando los primeros pozos exploratorios, y hoy representa el 55% de gas y el 45% del crudo del país. El offshore hoy esta en el mismo estadio que Vaca Muerta hace diez años», explicó.

«Trabajamos muy fuerte en contarle a la comunidad todo el impulso económico que genera la producción de hidrocarburos, la cadena de valor industrial, científica y comercial que eso genera», concluyó.

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, Nicolás Deza

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Las energías renovables se suman a la Política de Compras Verdes de República Dominicana

República Dominicana publicó su Política de Compras Verdes con la intención de promover un gobierno más sostenible. El documento y anexos ya se encuentran disponibles en la web oficial https://comprasverdes.gob.do/

Esta iniciativa encabezada por el Ministerio de Medio Ambiente y Recursos Naturales y la Dirección General de Contrataciones Públicas, persigue el objetivo de instaurar las bases de las compras verdes en el Sistema Nacional de Contrataciones Públicas y permitir la inclusión de mejores prácticas de adquisiciones, herramientas e instrumentos de gestión de las compras públicas.

En el listado de bienes priorizados por la Política de Compras Verdes se citan especialmente equipos de generación de energía. Así mismo, entre los 13 criterios de sostenibilidad medioambiental que deberán ser aplicados por las instituciones contratantes se mencionan las energías renovables encuentran su lugar entre las primeras consideraciones.

«Reducir el consumo energético o aumentar la eficiencia energética y el uso de energía renovable», reza el sexto criterio de sostenibilidad mencionado.

De esta manera, las contrataciones públicas que se realicen de ahora en más en República Dominicana darán lugar a un mayor consumo de bienes, obras y servicios con menor impacto ambiental por parte de las instituciones del Estado.

“Esta política es una forma concreta en la que el Estado Dominicano puede cumplir su responsabilidad, no sólo con un medio ambiente sano, sino también con una nueva cultura de producción y consumo sostenible que reduzca las externalidades negativas ambientales de los bienes, servicios y obras que contrata”, expresó el director general de Contrataciones Públicas, Carlos Pimentel Florenzán.

Además, se prevé que su implementación genere la dinamización de la producción responsable por parte de los proveedores del Gobierno. En tal sentido, las empresas del sector energético renovable podrán ganar mercado ofreciendo sus soluciones no solo directamente a entidades de gobierno sino también a proveedores del mismo que quieran cumplir con más criterios de sostenibilidad incorporando renovables a la fabricación de sus propios productos o cubriendo energéticamente actividades vinculadas a sus servicios.

El sector privado tendrá gran participación en la antesala de las nuevas convocatorias a contrataciones públicas. La nueva política recomienda que, ante la necesidad de contrataciones complejas como equipos sofisticados, se recurra a la publicación de «Prepliegos» permitiendo que los posibles interesados, del sector renovable o no, puedan realizar aportes y presentar innovaciones en el mercado.

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Las ganancias de Pemex superaron los US$ 1.200 millones

Pemex aumentó 59,6% su beneficio tras alcanzar una cifra superior a los US$ 1.200 millones en 2022, después de su balance negativo de 2021 cuando marcó pérdidas por US$ 16.000 millones. La mayor petrolera de México había registrado un resultado negativo en el cuarto trimestre del año, con pérdidas por un importe de US$ 9000 millones, un 11,3% menos que en el mismo período del año anterior, cuando los ‘números rojos’ superaron los U$S 10.000 millones.

Los registros dan cuenta que la producción de gasolina creció un 16,6%, hasta los 671.000 barriles diarios, mientras que las ventas de diésel crecieron un 47,6%, hasta los 304.000 barriles al día.
En cuanto al resultado bruto de explotación (Ebitda) se incrementó un 48,7% en 2022, hasta los US$ 41.000 millones, con un margen del 18%.
A su vez, la deuda financiera total de la compañía se redujo un 7%, hasta los US$ 110.000 millones. La petrolera aportó el 16% de sus ingresos al Estado mexicano.