El objetivo del Proyecto CAREM es el diseño y construcción del primer reactor nuclear de potencia de diseño 100% argentino.
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El consorcio que gestiona la terminal publicó un aviso para la mejora de un muelle con particularidades que desalientan la competencia. Crece la polémica en torno al puerto de Dock Sud y el destino pautado para uno de los muelles de la terminal. Sucede que, a la sombra del tradicional receso de verano, el Consorcio de Gestión de la terminal publicó en el Boletín Oficial de la Provincia de Buenos Aires un aviso de proyecto privado para la mejora del muelle 1 del entramado portuario. La idea de fondo es mejorar la infraestructura con vistas a recibir a buques que […]
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La profesional asumirá el liderazgo de las relaciones institucionales de la empresa a nivel nacional, provincial y regional luego de formar parte de la junta directiva de la compañía, propietaria del proyecto Kachi, en Catamarca. Sáenz también supervisará las políticas de Responsabilidad Social Empresaria y el vínculo con las comunidades y diferentes públicos. Lake Resources, empresa australiana desarrolladora de litio, anunció la designación de Amalia Sáenz como vicepresidenta de Asuntos Corporativos en Argentina. En su nuevo rol, Amalia será la responsable de construir y mantener las relaciones institucionales de la compañía, del desarrollo de la estrategia de Responsabilidad Social Empresaria […]
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La provincia del Neuquén registró en noviembre pasado 17.840 puestos de trabajo en el sector de la construcción, un 6,7% más que en octubre, cuando fueron 16.723. Neuquén creó en un solo mes 1.117 puestos laborales, confirmando la tesis de que es una de las provincias que avanza con más rapidez y a paso firme en el crecimiento de los diferentes sectores de su economía pospandemia. Los datos surgen del informe mensual de coyuntura que publica mensualmente el Instituto de Estadística y Registro de la Industria de la Construcción (Ieric). “Estas cifras junto a el récord de producción de petróleo […]
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Se realizaron las reuniones de Comisiones Técnicas del Consejo Federal de Energía (CFE), el organismo que vincula a los estados nacional y provinciales para la construcción de políticas de Estado en materia energética. La convocatoria incluyó a todas las provincias y a la Ciudad Autónoma de Buenos Aires, y contó con la exposición especial de los representantes de Córdoba, Río Negro y La Pampa. En el Palacio de Hacienda, tuvieron lugar las reuniones de Comisiones Técnicas de “Marco regulatorio: generación distribuida” y “Eficiencia Energética” del Consejo Federal de Energía, inauguradas por la secretaria de Energía, Flavia Royon. La secretaria de […]
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La empresa realizará tareas en Las Ovejas, Villa Traful, Tricao Malal y en Aluminé. Tendrán un plazo estipulado máximo de 150 días. La empresa provincial Hidrocarburos de Neuquén (Hidenesa) anunció el inicio de obras para la ampliación de sus plantas en cuatro localidades del interior de Neuquén, previo al invierno. Se trata de trabajos que estaban previstos en el presupuesto de este año. La firma, que presta el servicio de distribución de gas en 20 localidades del interior neuquino, ampliará los sistemas de vaporización de las plantas de Las Ovejas, Villa Traful y Trcao Malal. A su vez, también realizará […]
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Modernization and adaptation of boilers for the burning of substitute fuels Since 1934, a 100% Argentinean company called Mellor Goodwin
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El gobierno oficializó este martes el primero de los dos aumentos consecutivos que se aplicarán durante febrero y marzo sobre las facturas eléctricas de hogares y comercios que reciben el servicio de Edenor y Edesur, las dos mayores distribuidoras eléctricas del país. Según se desprende de la resolución 54 publicada ayer por la Secretaría de Energía, el Precio Estabilizado de la Energía (PEE), uno de los cuatro componentes que componen la factura final que pagan los usuarios —los tres restantes: valor agregado de distribución (VAD), margen de transporte e impuestos— aumentó desde el 1º de febrero un 37% para los hogares categorizados como Nivel 1, es decir, para los que tienen un mayor nivel de ingreso económico. Para los usuarios de ingresos medios (Nivel 3), la suba del precio fue del 26%, mientras que los a hogares cubiertos con tarifa social (Nivel 2) no se les aplicará ningún aumento.
Como resultado de los números oficializados ayer, la factura promedio de un hogar registrado como Nivel 1 en el AMBA (Capital Federal y el Conurbano) se elevará un 26% con relación a la que estaba vigente, según precisaron a EconoJournal de una de las consultoras líderes en el sector energético. A ese porcentaje se le sumará en marzo una segunda suba a raíz de la recomposición del VAD que cobran Edenor y Edesur, que se está terminando de definir en estos días. Por eso, se estima que el alza de la factura final que pagan los hogares rondará el 50% a partir del 1º de marzo.
En comparación con las tarifas que estaban vigentes de junio de 2022, antes de que se ponga en marcha el proceso de quita de subsidios que puso en marcha el ex ministro de Economía, Martín Guzmán, la suba media de las facturas finales será del 121 por ciento.
Según los datos incluidos en la resolución 54 que lleva la firma de la secretaria Flavia Royón, para los usuarios del Nivel 1 el precio de la energía alcanzará los $ 9.365 por megawatt por hora (MWh) en las horas pico de mayor consumo. Para los usuarios del Nivel 3 (ingresos medios), en esa misma franja horario el precio alcanzará los $ 3.943. Y para los del Nivel 2 (tarifa social) continuará en 3.129 pesos.
Aunque los precios de la energía (PEE) son los mismos en todo el país, el impacto en la factura final que pagan los usuarios domiciliarios varía en función de cuán atrasado se encuentre el VAD que percibe cada distribuidora. “Por eso, el impacto en la factura media de Edenor y Edesur es del 26%, mientras que en el interior será bastante menor. Por lo general, las provincias fueron aumentando el VAD en línea con la inflación. Sólo en el AMBA, la única región donde las tarifas son fijadas por el gobierno nacional, el cristinismo pisó las tarifas y provocó un atraso mucho más evidente que en el resto del país”, explicó el gerente general de una distribuidora.
Fuente: Elaboración propia en base a datos de la Secretaría de Energía
En términos nominales, el costo de las facturas eléctricas seguirá por debajo de la evolución inflacionaria. Por caso, los usuarios categorizados como R1, los de menor consumo, que son casi un 40% de los hogares del AMBA, la factura media pasará de 870 a 1110 pesos mensuales. Mientras que los R2, que agrupa a otro 30% del universo de hogares, que en noviembre abonaron una boleta promedio de $ 2730 mensuales, en enero pasarán a pagar 3500 pesos. Eso quiere decir que un 70% de los usuarios domiciliarios abonará una boleta mensual inferior a ese valor, por debajo de lo que se abona por otros servicios (como TV por cable e Internet).
Entre la categorías de consumos más altos, los hogares R6 (unos 233.000 en el AMBA), que en noviembre recibieron una factura media de $ 7200 pesos, en enero deberán pagar cerca de 9150 pesos, mientras que los R8, que suman 276.000 usuarios, que pagaron unos $ 14.000 en noviembre, a partir de ahora deberán abonar 17.150 pesos.
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, Loana Tejero
La Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE) sometió a consulta pública una propuesta de Disposiciones Técnicas Transitorias para paliar el Déficit de Generación pronosticado para el año 2023.
Allí, contempla regular el servicio complementario de Demanda Interrumpible y realizar licitaciones públicas simplificadas de corto plazo en el Mercado Eléctrico Regional (MER).
Respecto a las licitaciones el procedimiento sería «exprés» y en menos de dos meses las empresas distribuidoras que propongan una convocatoria podrían resolver el lanzamiento de nuevas licitaciones.
Bajo este mecanismo simplificado, las distribuidoras podrán contratar potencia y energía en el MER por periodos de mínimo una hora hasta 120 días calendario. Ahora bien, podrán solicitar a la CREE ampliaciones justificadas de este plazo hasta un máximo de 1 año.
Con la motivación de lograr transparencia y competitividad, la propuesta aclara que «el precio del contrato que resulte del proceso de licitación no será mayor que el costo monómico promedio registrado en el Mercado Eléctrico de Oportunidad sin considerar la energía inyectada al sistema bajo condiciones de generación forzada y el costo de la misma, así como también la prestación de servicios complementarios al sistema durante los últimos 12 meses previos al desarrollo de la licitación pública simplificada».
El informe técnico publicado por la CREE contempla que, para realizar licitaciones públicas simplificadas de corto plazo en el Mercado Eléctrico Regional (MER), sería preciso recibir comentario sobre las siguientes disposiciones transitorias:
Elaboración de la Solicitud de Ofertas por parte de las Empresas Distribuidoras manifestando su interés en realizar una contratación de potencia y energía en el MER.
Descripción y contenido de la Solicitud de Autorización por parte de las Empresas Distribuidoras para recibir dentro de 15 días hábiles la autorización por parte de la CREE para iniciar el proceso de licitación.
Tipo de ofertas por potencia y energía que podrían recibir las Empresas Distribuidoras por parte de Agentes de Mercado del MER de acuerdo con la sección 1.3 del libro II del Reglamento del Mercado Eléctrico Regional (RMER).
Determinación de los plazos para recibir informes de evaluación y adjudicación de ofertas elaborados por las Empresas Distribuidoras y que serán presentados para aprobación por parte de la CREE.
Determinación del plazo para suscribir los contratos después de la autorización de adjudicación por parte de la CREE.
Reglas para la fijación de la duración de los contratos suscritos bajo el procedimiento simplificado de licitaciones públicas de corto plazo en el MER.
El documento, publicado el día de ayer, estará abierto a consulta pública hasta el próximo viernes 10 de febrero del 2023. Los interesados en realizar comentarios deberán hacerlo en modalidad online ingresando al sistema creado para tal fin.
En caso de que se soliciten prorrogas para emitir comentarios, la CREE podrá ampliar el plazo hasta por 15 días adicionales del plazo original.
Avanza la decisión de Gustavo Petro de asumir el control de las políticas generales de administración de los servicios públicos de Colombia. En otros términos, y entre otras cosas, regular tarifas por medio de subsidios públicos.
“Hasta el momento no hay claridad de cómo se va a hacer esta intervención. Se habla del control de precios pero aún no se sabe bien cómo se instrumentará”, confía a Energía Estratégica Miguel Hernández Borrero, presidente de la Asociación Colombiana de Energía Solar (ACOSOL).
El dirigente advierte que, dependiendo de cómo se ejecute esta intervención, la misma podría ser muy nociva para el mercado del autoconsumo de energía renovable.
Explica: “Si las tarifas pasan a ser muy bajas, potenciales autogeneradores interesados van a reconsiderar si invertirán en este tipo de proyectos porque al ser la energía muy barata no será atractivo el retorno de la inversión”.
De acuerdo al referente de ACOSOL, actualmente un equipo de autogeneración se amortiza en cuatro años, a lo que si se le suman los beneficios tributarios el tiempo se reduce a un poco menos de tres años.
¿Cómo quedarían esos plazos si la tarifa eléctrica baja drásticamente por la aplicación de subsidios estatales? “Hay una incertidumbre muy grande que suma un problema más a la situación actual de costos más altos por inflación. No se sabe absolutamente nada; se sabe que se tomará el control en ciertos aspectos pero no cuáles: cómo se va a realizar, si es que el control de precios se segmentará a estratos bajos o a todos los usuarios”, remata Hernández Borrero.
Y solicita: “Desde ACOSOL pedimos que vinculen a entidades como la nuestra, que representamos a los usuarios generadores y está enfocada a toda la cadena de valor, para que escuchen nuestra posición”.
Cobro al transporte de energías reactivas
En otro frente, la entidad de energía solar de Colombia alarma el avance de la posibilidad de que los operadores de red cobren un impuesto extraordinario relacionado al transporte de energías reactivas, el cual sería habilitado por la Resolución CREG 701, que salió a consulta el 10 de enero pasado, hasta el 24 de ese mes. Ahora la CREG analiza su implementación.
“Si el proyecto se aplicara tal como está planteado, pues ya todos los operadores de red se acogerían a esa norma y, tanto los que hoy tienen exentos como los que decidieron no aplicarla, todos podrán ejecutar esta norma y eso será muy perjudicial”, advierte Hernández Borrero.
El presidente de ACOSOL asegura que “esto afectaría a todos los usuarios generadores a pequeña escala, principalmente residencial y comercial, donde si llega a salir en firme, van a pagar más en su factura de energía que antes de ser autogeneradores: Va a ser un claro desincentivo a la actividad”.
“Es una norma que prácticamente legaliza que todos los autogeneradores a pequeña escala queden dentro de la Resolución 015 y esto los afecta porque se le cobra la energía reactiva y esto desalienta totalmente la actividad”, explica.
De acuerdo a un relevamiento de ACOSOL, el 70% de todos los proyectos instalados a nivel país son menores a 100 kW.
Esto se explica porque “no se incentiva la inversión a proyectos mayores a 100 kW porque el costo que tiene que pagar el usuario por el intercambio de energía –kWh generados por los consumidos- es alto, una diferencia de casi el doble de lo que paga uno respecto al otro. Eso desincentiva a la empresa que quiere montar grandes proyectos”.
Efecto reactivo
En un caso concreto, Hernández Borrero detalla que un usuario que pagaba 600 mil pesos por su tarifa eléctrica, pasó a pagar 50 mil pesos por el ahorro que le generaron los equipos solares; pero con el nuevo impuesto de reactivas ahora paga 1,2 millones.
“Es decir, que pasó a pagar el doble que de antes de convertirse en autogenerador”, lamenta el especialista y remata: “Esto es algo que nos preocupa”.
La propuesta de ACOSOL
El directorio de YPF Luz, la compañía de generación eléctrica de la petrolera controlada por el Estado, aprobó en la última reunión del martes pasado la construcción del Parque Eólico General Levalle, que estará ubicado la localidad homónima al sur de la provincia de Córdoba. La compañía invertirá US$ 260 millones y las obras comenzarán este año. Estará operativo luego de 20 meses de construcción, según los cálculos de la empresa. Tendrá una potencia total de 155 MW, aunque en la primera etapa está previsto que opere 65 MW.
Según indicó YPF Luz en la Comisión Nacional de Valores (CNV), el nuevo parque eólico en Córdoba generará energía eléctrica equivalente al consumo de más de 190.000 hogares y contaría con un factor de capacidad estimado de más del 50%. Será el cuarto parque eólico de la compañía, ya que opera los proyectos Manantiales Behr en Chubut, Cañadón León en Santa Cruz y Los Teros en Buenos Aires.
Además, en pocos días YPF Luz inaugurará en la provincia de San Juan la primera etapa de 100 MW de El Zonda, su primer parque solar. El proyecto tendrá un total de 300 MW cuando concluyan las tres etapas. La compañía es una de las principales generadoras de energías renovables del país con 2.483 MW de capacidad instalada, que provee al mercado mayorista e industrial. Esta capacidad la ampliará en breve con el proyecto eólico Levalle y el fotovoltaico El Zonda.
El parque eólico Manantiales Behr de 99 MW de YPF Luz está ubicado en Chubut y se posicionó como líder en el podio del ranking del año 2022 de los mejores factores de carga del Sistema Argentino de Interconexión (SADI) elaborado por Cammesa, la compañía que administra el mercado eléctrico mayorista. Contó con un valor de 61.9% anual, superando el 60% de manera sostenida y con meses superando el 70%, según informó la compañía.
El parque eólico Los Teros también fue parte del podio en el mes de noviembre con un factor de 60,1%. Los Teros se encuentra ubicado a 45 km de Azul, provincia de Buenos Aires. Los Teros es uno de los parques eólicos más grandes del país, tiene una capacidad instalada de 175 MW y tiene la ventaja de estar cerca de los centros de mayor consumo eléctrico de la Argentina.
Por su parte, el parque eólico Cañadón León de 123 MW en Santa Cruz, puesto en marcha en diciembre de 2021, estuvo presente en el podio en el mes de octubre con un factor de carga de 69.5%, en agosto con 67.3% y en julio con 60.1%. “Estos niveles de eficiencia son altísimos a nivel mundial y confirman el compromiso de YPF Luz de generar cada vez más y mejor energía para el país”, concluyó el comunicado de YPF.
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, Roberto Bellato
El Ente Operador del Mercado Eléctrico Regional (EOR) actualizó su informe de Planeamiento Operativo de América Central 2023-2024. Allí, se contempla que entre enero del 2023 y diciembre del 2024 ingresen al sistema 27 proyectos de generación eléctrica que aportarán 1,660.8 MW de nueva capacidad en los países de la región.
Dos centrales a gas natural representan el 58% de la nueva capacidad que se sumará al sistema. Se trata de la Central Puerto Sandino (300 MW) prevista a incorporarse en julio de 2023 en Nicaragua, y la Central Gatún (656 MW) que se interconectaría en septiembre de 2024 en Panamá.
Por el lado de las tecnologías renovables, son 25 los proyectos a interconectarse entre el inicio del 2023 y el final del 2024. Estos corresponden a trece fotovoltaicas, nueve hidroeléctricas, una eólica, una geotérmica y una de biomasa distribuidas entre los seis países participantes del mercado regional.
Los proyectos hidroeléctricos representan el 21% del parque de generación entrante. La Central Tornillito (198.7 MW) prevista a incorporarse en junio de 2024 en Honduras es la renovable de mayor capacidad del listado de nuevos proyectos.
Siguiendo con las hidro, Guatemala incorporará la Central Pojom II (20.0 MW), Costa Rica la Hidro RC1 (20.0 MW), ambas en enero del 2024. El Salvador ya estaría haciendo lo propio en el inicio de 2023 con la hidroeléctrica 3 de Febrero (65.7 MW) y Panamá con las centrales Chuspa (8.8 MW), Colorado (5.7 MW) y El Alto G4 (1.2 MW), a las que luego se les sumarán en julio del próximo año San Bartolo (19.4 MW) y San Bartolo G3 (1.0 MW).
En el caso de las solares fotovoltaicas, El Salvador desplegará en este 2023 seis centrales denominadas Solar 4 (55 MW), Solar 5 (55 MW), Solar 6 (6 MW), Solar 7 (12.3 MW), Solar 8 (15 MW) y Conchagua Power (30 MW). Nicaragua iniciará el 2024 con sus propios proyectos Solar 2 (25 MW), Solar 5 (50 MW) y Panamá ya estaría avanzando con Esti Solar I (9.9 MW), RPM Solar Caizan 03 (10.0 MW), RPM Solar Caizan 04 (10.0 MW), Mendoza Solar (3.0 MW) y el año próximo con Solar Baco (25.9 MW).
Finalmente, en El Salvador se prepara la Geotérmica Berlín U5 (7.0 MW) para finales de 2023, en Costa Rica el Proyecto Eólico #1 (20.0 MW) para inicios del 2024 y en Nicaragua la central de biomasa Monte Rosa U4 (30.0 MW) para finales de 2024.
Gabriela Rijter dejó la Dirección de Energías Renovables tras más de dos años de gestión dentro de la Secretaría de Energía de la Nación. Cargo en el que fue confirmada oficialmente durante el primer año pandémico, precisamente a mediados de agosto del 2020, y que desde entonces se ocupó tanto de las renovables como del área de eficiencia energética en Argentina.
«La funcionaria dejó la Dirección en buenos términos, en búsqueda de nuevos objetivos y de estar más involucradas con las nuevas tecnologías de la transición energética», aseguraron fuentes cercanas de la Secretaría de Energía en diálogo con Energía Estratégica.
Es por ello que, si bien quedó desligada del área que depende de la Subsecretaría de Energía Eléctrica, continuará dentro de la cartera energética de Argentina y del Ministerio de Economía de la Nación, pero desde otra perspectiva.
La economista que años atrás fue Coordinadora del Área Cooperación Internacional, de la ex Subsecretaría de Energías Renovables, ahora tendrá un rol de asesoría de relaciones internacionales y transición energética, entre ellas el hidrógeno verde, almacenamiento y otras alternativas sustentables.
De este modo, Rijter continuará desempeñándose en la función pública, donde desde hace largos años atraviesa distintas gestiones, siempre con el foco en promover políticas a favor de la transición y la diversificación de la matriz.
Su salida como directora llegó pocos meses después de que se confirmó la rescisión de contrato de 30 proyectos truncados adjudicados en la subastas del Programa RenovAr, por un total de 778 MW de potencia, y en medio de un contexto de expectativa para el sector, considerando que recientemente se firmó la ampliación de parques renovables por más de 500 MW, mediante el Decreto 476/2019.
Gabriela Rijter: «El mercado de las renovables vuelve a tener movimiento en Argentina»
A lo que se debe agregar que se esperaba con ansias la licitación de renovables y almacenamiento de energía para reemplazar generación forzada, la cual fue lanzada el jueves 2 de febrero del 2023, a partir de los resultados dados en la Res. SE 330/2022, donde hubo 491 manifestaciones de interés por casi 14,5 GW de capacidad.
¿Quién sería el reemplazo de Rijter?
Según pudo averiguar este portal de noticias, la tucumana Florencia Terán ya se encuentra trabajando al frente de la Dirección de Energías Renovables desde hace algunos días, aunque aún no de manera oficial, pero sería nombrada en el cargo en el transcurso de los próximos días.
En el Palacio de Hacienda, tuvieron lugar las reuniones de Comisiones Técnicas de “Marco regulatorio: generación distribuida” y “Eficiencia Energética” del Consejo Federal de Energía, inauguradas por la secretaria de Energía, Flavia Royon.
La secretaria de Energía expresó: “No hay política energética sustentable y con mirada de largo plazo posible, sin una visión estratégica común entre la Nación y las Provincias. Tenemos que ser conscientes de que cada realidad es distinta, por eso necesitamos tener esta mirada federal, porque es la que nos va a permitir definir un marco regulatorio en eficiencia energética, un aspecto que consideramos fundamental y en el que necesitamos el aporte de cada provincia”.
En la convocatoria plenaria de diciembre último en el Centro Cultural Kirchner, Royon había puesto en valor al CFE como una instancia de diálogo federal entre el gobierno nacional y las jurisdicciones de todo el país, a quienes les propuso coordinar esfuerzos con el objetivo de reemplazar generación forzada por renovable y promover mecanismos de eficiencia energética.
“Estamos todos involucrados en un gran desafío que es el de profundizar el camino de las energías renovables y esto implica tener en cuenta la situación particular de cada provincia” definió la secretaria, quien estuvo acompañada por los subsecretarios de Energía Eléctrica, Santiago Yanotti, de Hidrocarburos, Federico Bernal, de Planeamiento de Energía, María Cecilia Garibotti y de Coordinación Institucional de Energía, María Florencia Alvarez Travieso, y por el Director del Banco Argentino de Desarrollo (BICE), Julián Maggio.
La coordinación del encuentro estuvo a cargo de la subsecretaria de Coordinación Institucional de Energía, María Florencia Alvarez Travieso, quien remarcó la necesidad de aprovechar los avances de cada provincia y de aunar los esfuerzos para promover medidas similares en todas las jurisdicciones, agradeciendo en particular la participación como expositores de los representantes de las provincias de Córdoba, La Pampa y Río Negro.
A continuación, el directivo del BICE explicó los alcances del Convenio de bonificación de tasa de interés para Proyectos de generación distribuida del FODIS (Fondo para la Generación Distribuida de Energías Renovables), la línea de crédito destinada al equipamiento en paneles fotovoltaicos que apunta a ampliar el parque de usuarios generadores.
Generación Distribuida
El Subsecretario de Energía Eléctrica, Santiago Yanotti, hizo la apertura de la Comisión de Marco Regulatorio, focalizada en la situación de la generación distribuida. Sobre los instrumentos económicos para incentivar la generación distribuida en el mapa nacional, Yanotti consideró que: “hoy vemos que la generación distribuida no se ha desarrollado en el país como nos hubiese gustado a todos, y entendemos que eso está vinculado a una limitante: el acceso al crédito”.
Al respecto, destacó: “Por eso hemos lanzado una línea de financiamiento en trabajo conjunto con el BICE. Es una gran oportunidad para usuarios de todo el país de adquirir equipamiento y sumarse a la generación distribuida”.
El Secretario de Biocombustibles y Energías Renovables de la Provincia de Córdoba, Sergio Mansur, realizó una amplia presentación sobre la experiencia de la jurisdicción en la generación distribuida comunitaria, un concepto novedoso y de gran impacto socioambiental.
Luego de sus respectivas exposiciones, los subsecretarios dialogaron con las autoridades provinciales para consensuar un sendero de largo plazo con eje en la sustentabilidad del sector.
El Coordinador Eléctrico Nacional (CEN) de Chile ultima los detalles de la licitación pública de Servicios Complementarios de Control de Tensión (SSCC), con la que se buscará fortalecer el Sistema Eléctrico Nacional (SEN), evitar costos térmicos y dejar preparado un mejor escenario para las energías renovables en el país.
Según dieron a conocer durante un webinar, la convocatoria ya está firmada en el CEN y se espera que sea una vez pasen 30 días hábiles (período de aviso a las autoridades), es decir, luego de la segunda quincena de marzo del corriente año.
“Esperamos desarrollar el proceso entre marzo y noviembre del corriente año, a fin de hacer la adjudicación de los SSCC, que puede ser parcial o total, dependiendo de los proyectos presentados”, aseguró Rodrigo Espinoza, gerente de Operaciones del Coordinador Eléctrico Nacional.
Puntualmente, se estima que se recibirán ofertas hasta agosto y la etapa de análisis y evaluación de las propuestas iniciará al mes siguiente hasta noviembre, mes en el que sería la adjudicación.
Mientras que el inicio de las obras está previsto para diciembre del 2023, las cuales tendrán plazos de construcción de 24 a 36 meses, por lo que, si se cumple el cronograma, finalizarían entre noviembre 2025 y dicho mes del 2026.
“Los proyectos se pueden conectar en cinco zonas de influencia. Y si bien tenemos 4 barras referenciales, esto puede dar origen a que se generen distintas combinaciones de soluciones. Por lo tanto, hay que establecer criterios y una metodología adecuada en trazabilidad y tener una adjudicación de las ofertas”, sostuvo Espinoza.
“Y ahí juega un papel importante el valor máximo que defina la Comisión Nacional de Energía. (…) Aunque cabe aclarar que se remunerará el valor adjudicado y, eventualmente, los oferentes se pueden ajustar al valor máximo que defina la CNE, agregó.
Desde el Coordinador Eléctrico Nacional también explicaron que se propuso un aporte de, al menos, 1023 MVA en condensadores sincrónicos en la zona norte del país, para fortalecer el sistema y así evitar el uso forzado de centrales térmicas.
“Es una herramienta habilitante para el proceso de descarbonización, dado que permite operar el sistema sin plantas térmicas y, a su vez, con mayor inyección de parques renovables variables”, afirmó Juan Carlos Araneda, subgerente de Planificación del Coordinador Eléctrico Nacional.
“Y todo ello, mirando a mediano plazo, al 2030, los estudios indican que requerimos incorporar equipos adicionales, alrededor de 1500 MVA adicionales, que son nuevos condensadores sincrónicos, aparte de los 1000 MVA que licitaremos ahora”, amplió.
En caso de que fueran inversores grid-forming el equivalente para ello deberían ser de 3000 MVA, dado que su aporte corresponde a la mitad que un condensador sincrónico, según explicó el especialista. “Pero eso lo evaluaremos una vez aseguremos el éxito del primer proceso de licitación”, aclaró.
Enel Green Power, línea de negocio de Enel[1], inició la construcción de Baco, un nuevo proyecto de energía solar en Panamá con una capacidad instalada de 29.87 megavatios (MW). La producción esperada de 48 GWh anuales de esta planta, que entrará en operación a finales de 2023, contribuirá al crecimiento de la matriz energética del país y a la transición energética de toda la región.
“Con Baco, Enel Green Power reafirma su compromiso con aportar al crecimiento sostenible de Panamá y la región a través del desarrollo de proyectos de energías renovables que contribuyen a los objetivos globales de descarbonización” comentó Maximilian Winter Bassett, Country Manager de Enel Panamá. “Nos llena de orgullo convertirnos en aliados estratégicos de nuestros clientes en Centroamérica en temas de sostenibilidad.”
Baco estará ubicado en la provincia de Chiriquí, junto al parque solar Madre Vieja (30.88 MW) y a 3 km de los otros proyectos solares que Enel Green Power tiene en operación en esta zona: Esperanza (26 MW), Caldera (5 MW) y Sol de David (8 MW). Además, corresponde a la tercera etapa del complejo que comprende Jagüito (13 MW), Esperanza y Madre Vieja, que iniciaron su construcción entre 2020 y 2021 en las provincias de Coclé y Chiriquí.
La nueva planta contará con más de 50.400 paneles solares de 595 vatios (W) cada uno, ocupará un área máxima de 32 hectáreas y tendrá cerca de 470 estructuras de montaje. Además, tendrá una línea de conexión de 34.5 kilovoltios (kV) compartida con el parque solar Madre Vieja, que precisamente se extenderá unos 4 km desde allí hasta la Subestación Progreso, propiedad de la Empresa de Transmisión Eléctrica (ETESA).
Con Baco, Enel Green Power suma una inversión total de 74.5 millones de dólares en proyectos solares en Panamá del 2020 al 2023, y consolida su crecimiento y liderazgo en el mercado de generación local. La empresa fue la pionera en generación fotovoltaica en el país con la construcción de la planta solar Chiriquí en el 2015 y en la actualidad mantiene su posición como el generador más grande del país en esta tecnología, que tendrá una capacidad instalada de 162 MW para el año en curso.
El Instituto Costarricense de Electricidad (ICE) y la Cámara de Generación Distribuida de Costa Rica (CGD) firmaron un protocolo que establece condiciones para simplificar y mejorar los trámites de integración, funcionamiento y operación de estos recursos energéticos en las redes de distribución.
Con el protocolo, se brindarán soluciones a los clientes que permitan impulsar los negocios, promover la reactivación económica y el uso de fuentes energéticas nacionales.
Para Roberto Quirós, gerente de Electricidad del ICE, este acuerdo “confirma nuestro compromiso de brindar soluciones energéticas al país, creando modelos de negocio que favorezcan a todos nuestros clientes. Fuimos los impulsores de la generación distribuida en Costa Rica y la seguiremos apoyando”.
Por su parte, Jan Borchgrevink, presidente de la CGD, manifestó que “celebramos la visión del ICE y de su Administración en procura de fortalecer nuevos negocios en los mercados eléctricos, para promover el empleo y así aprovechar la tecnología en beneficio de los usuarios”.
El instrumento firmado por el ICE y la CGD estará vigente hasta que entren a regir los instrumentos regulatorios que la ARESEP debe emitir para el cumplimiento de la Ley 10086, firmada por el Poder Ejecutivo en diciembre de 2021.
El ministro de Economía, Sergio Massa, y el presidente de YPF, Pablo González, analizaron el plan de inversiones y el estado de situación de los principales proyectos encarados por la Compañía de mayoría accionaria estatal.
YPF cerró el 2022 con una inversión superior a los 4.000 millones de dólares y un crecimiento de la producción del 9 por ciento. Para este año, se estima un mayor nivel de inversiones que permitirán financiar proyectos muy importantes para generar la energía que el país necesita, y convertir a la Argentina en un exportador de petróleo y gas aportando divisas para financiar el desarrollo de su economía.
En ese marco, el ministro de Economía y el presidente de YPF analizaron el avance de distintos proyectos de transporte de hidrocarburos que son estratégicos para el desarrollo de Vaca Muerta.
Entre ellos, consideraron los avances en la obra de rehabilitación del Oleoducto Trasandino que permitirá reanudar la exportación de crudo a Chile y los mercados del Pacífico. Tiene una extensión de 427 kilómetros desde Puesto Hernández en Neuquén hasta la Refinería de ENAP en Biobío Chile y es operado a través de una sociedad que integran Chevron, ENAP e YPF.
Además, Pablo González le expuso los detalles de una obra clave para la exportación de crudo como es el proyecto denominado “Vaca Muerta Sur” con una inversión estimada en 1.200 millones de dólares y un plazo de ejecución de dos años. El objetivo es unir los Bloques más productivos de Vaca Muerta de la compañía con Punta Colorada, en la provincia de Río Negro, a través de un oleoducto de 700 kilómetros.
Además, se prevé la construcción de una terminal de almacenamiento y la instalación de dos monoboyas para la carga de buques de gran porte.
Ambos analizaron también aspectos del proyecto de GNL que YPF y Petronas buscan desarrollar en el país con una inversión inicial de 10.000 millones de dólares y una capacidad de producción final de 19 MTPA (millones de toneladas anuales).
Como parte del interés de Petronas en el país, el 20 de enero, Pablo González, recibió al nuevo CEO de Petronas E&P Argentina, Nazri Idzlan Malek, y tuvieron la oportunidad de continuar con el análisis de este proyecto que convertirá a la Argentina en un exportador neto de GNL a partir del desarrollo de Vaca Muerta, la segunda reserva de gas no convencional del mundo.
Massa y Gonzalez abordaron además la agenda de la transición energética en donde YPF juega un rol muy importante a través de la producción de energías renovables y el desarrollo de la cadena de valor del litio.
Con YPF Luz, la compañía se ubica como el segundo generador de energía renovable del país con una capacidad instalada de 400 MW y avanza con la puesta en marcha de su primer parque solar en la provincia de San Juan, entre otras inversiones.
Además, YPF Litio comenzó su primer proyecto exploratorio en la provincia de Catamarca junto a CAMYEN. Además, inauguró con Y-TEC, y junto al Ministerio de Ciencia y Tecnología, el CONICET y la Universidad Nacional de la Plata, la primera planta para baterías de litio, que permitirá desarrollar el paquete tecnológico para sumarle valor a la producción de este mineral en el país.
Las francesas TotalEnergies y Air Liquide se asociaron para desarrollar distribución de hidrógeno como combustible automotor y, en tal sentido, van a crear una empresa para formar una red de más de un 100 de estaciones de hidrógeno para camiones en las principales rutas de Europa. Los puntos serán Francia, Alemania y los Países Bajos en principio.
TotalEnergies aportará su experiencia en la explotación y en la gestión de gasolineras y en la distribución de carburantes a las empresas, mientras que Air Liquide llevará a la nueva filial común su conocimiento de las tecnologías del hidrógeno y del conjunto de su cadena de valor.La empresa que han decidido crear este año se encargará de la inversión, la construcción y la explotación de las estaciones, así como del aprovisionamiento en hidrógeno en el mercado y de su comercialización a los clientes del sector del transporte.
La Secretaría de Energía llamó a presentar ofertas en la Convocatoria Abierta Nacional e Internacional “RenMDI”– con el fin de celebrar Contratos de Abastecimiento de Energía Eléctrica Renovable por un total de 620 MW con la Compañía Administradora CAMMESA, quien actuará en representación de los Distribuidores y Grandes Usuarios del Mercado Eléctrico Mayorista –hasta su reasignación en cabeza de los Agentes Distribuidores y/o Grandes Usuarios del MEM–.
A través de la Resolución 36/2023 Energía aprobó el Pliego de Bases y Condiciones y los Anexos de la Convocatoria “RenMDI”, en el cual se incluye el Renglón 1: “Generación Renovable para sustituir Generación Forzada”, y el Renglón 2: “Generación Renovable para Diversificar la Matriz”, así como los límites de potencia a contratar, los precios topes por tecnología, los requerimientos técnicos y formales que deben cumplir las ofertas, la valorización de los costos de sustitución de generación forzada por región y la caracterización de los nodos de conexión.
También, la metodología de evaluación de ofertas y propuestas de adjudicación y las características de los Contratos de Abastecimiento a suscribir.
El artículo 3 de la R-36 estableció una potencia objetivo referencial de 500 Megavatios para el Renglón 1, y de 120 MW para el Renglón 2, señalando que “los valores indicados podrán ajustarse por razones de módulo según se establece en el Pliego de Bases y Condiciones aprobado”.
De acuerdo con un anexo de la Resolución la licitación comprende a 20 provincias y el Renglón 1 remite a la sustitución de generación forzada por proyectos de generación solar fotovoltaica, biomasa, FV con almacenamiento y eólica con almacenamiento.
El Renglón 2 procura diversificar la matriz y esta orientado a plantas de biogás, biogás de relleno sanitario, pequeños aprovechamientos hidroeléctricos y biomasa.
El pliego de bases y condiciones del llamado RenMDI no especifica los plazos para presentar las propuestas ni cuándo se llevarán a cabo las aperturas de sobres.
Las Centrales de Generación habilitadas bajo el marco de esta Convocatoria se regirán por el Marco Regulatorio Eléctrico (Leyes 15.336 y 24.065) y sus reglamentaciones. En particular en Los Procedimientos para la Programación de la Operación, el Despacho de Cargas y el Cálculo de precios en el MEM establecidos por la Resolución 61/1992 de la ex S.E. Eléctrica.
La Resolución establece además que las Centrales de Generación que se construyan en el marco de la Convocatoria no poseerán prioridad de despacho frente a otras Centrales de Generación, Autogeneración o Cogeneración renovable que operen en el MEM en caso de congestión del Sistema Argentino de Interconexión SADI, quedando excluidas de la prioridad prevista por la Resolución 281/2017 del ex Ministerio de Energía y Minería, salvo en los casos que se indican específicamente en el Pliego aprobado por la R-36/2023.
El Organismo Encargado del Despacho (OED) realizará las adecuaciones necesarias en las capacidades de transporte disponibles para la incorporación de la energía producida por Centrales de Generación, Cogeneración o Autogeneración de fuentes renovables, para favorecer la no congestión entre proyectos renovables.
Asimismo, se establece en la Resolución que los Contratos de Abastecimiento de Energía Eléctrica Renovable a celebrarse tendrán la prioridad de pago que a la fecha de entrada en vigencia de la R-36 tiene en el MEM el cubrimiento de los costos de combustibles para la generación de energía eléctrica.
CAMMESA emitirá la documentación comercial y abonará mensualmente el precio correspondiente a los Contratos de Abastecimiento de Energía Eléctrica Renovable que resulten de esta Convocatoria.
Los Contratos de Abastecimiento de Energía Eléctrica Renovable a celebrarse serán a 15 (quince) años a partir de la Fecha de Habilitación Comercial, al Precio Ofertado Adjudicado en dólares estadounidenses por megavatio hora. Y se remunerará la estacionalidad para incentivar generación en períodos de mayor exigencia para el sistema.
Energía puntualizó que esta Convocatoria “no se encontrará alcanzada por las Garantías que otorga el Fondo para el Desarrollo de Energías Renovables (FODER) a los beneficiarios de las Rondas 1, 1.5, 2 y 3 del Programa RenovAr y a los proyectos que se incorporaron en el marco de de la Resolución 202/2016 del ex MINEM.
Asimismo, se estableció que “todas las reducciones de emisiones de gases de efecto invernadero en el territorio nacional, derivadas de la potencia instalada de los proyectos adjudicados en el marco de la R-36 serán contabilizadas por el Estado Nacional para el cumplimiento de su meta en la Convención Marco de Naciones Unidas sobre el Cambio Climático aprobada por la Ley 24.295 y del Acuerdo de París aprobado por la Ley 27.270.
En los considerandos de la R-36 se explica que la Convocatoria “está orientada a la presentación de proyectos de pequeña escala contribuyendo a una mayor estabilidad en las redes, a acercar la generación a la demanda disminuyendo así las pérdidas eléctricas, y a fomentar el desarrollo regional, al mismo tiempo que fomentar la sustitución de generación forzada de combustibles alternativos existentes”.
También se hace referencia a que “mediante la Resolución 330/2022 la S.E. realizó una convocatoria para recibir Manifestaciones de Interés (MDI) de proyectos de infraestructura que contribuyan a incorporar Generación Renovable y/o instalaciones de almacenamiento de energía en puntos de la red de Transporte por Distribución Troncal y/o de Distribución e incrementar la participación de la generación renovable en el abastecimiento de la demanda del SADI”.
La referida Convocatoria despertó un gran interés, con presentaciones de una multiplicidad de proyectos a lo largo del país, de distintas tecnologías y escalas, recibiendo 491 proyectos por un total de 14.400 MW “lo que evidenció el compromiso y participación de actores tanto públicos como privados”, destacó la resolución de la S.E.
Desde 1934 una empresa 100% argentina, llamada Mellor Goodwin, ha fabricado calderas de máxima calidad y durabilidad, bajo la licencia
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Duralitte Group, in line with its steady growth, continues widening the range of products it offers for the Neuquén Basin
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En sintonía con su crecimiento sostenido, el Grupo Duralitte continúa ampliando la gama de productos que ofrece para la cuenca
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Within the framework of the 19th meeting of the Council of Americas held in Argentine capital; the Governor of Jujuy
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En el marco de la 19° reunión del Consejo de las Américas celebrada en la capital argentina Gerardo Morales, el
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Miembros de la Confederación Mapuche bloqueron este martes los ingresos a las empresas que tratan los lodos de perforación y residuos peligrosos que generan las petroleras en Vaca Muerta. El corte también alcanzó un barrio exclusivo de verano en el lago Mari Menuco. El reclamo formal de las comunidades a la gobernación de Neuquén y al Instituto Nacional de Asuntos Indígenas -INAI- es que aceleren el relevamiento territorial que se lleva adelante desde hace años.
En los hechos, lo que está en juego es qué cantidad de territorio sobre Vaca Muerta le reconocerá el Estado a las comunidades. Gabriel Cherqui y Jorge Nahuel, los principales referentes de la Confederación, saben que el momento de presionar a la gobernación de Omar Gutiérrez es ahora, en plena campaña electoral, cuando el MPN tiene un margen acotado para enfrentar una protesta que terminará replicando en un aumento de la conflictividad social en la provincia. La ventana de oportunidad para aumentar la presión sobre la política expira el 16 de abril, cuando se elegirá al nuevo gobernador de Neuquén.
El bloqueo realizado ayer visibiliza un cambio metodológico relevante: a diferencia de un corte de ruta tradicional, esta vez las comunidades interrumpieron el acceso a cinco plantas de tratamiento de lodos empetrolados y residuos. Es decir, resignaron visibilidad pública, porque buena parte de la sociedad neuquina no se enteró del reclamo porque las arterias viales no se vieron afectadas, pero ganaron en precisión porque cortaron quirúrgicamente plantas que tratan sub-productos generados por YPF, Tecpetrol, Vista, Shell, PAE, Chevron y Pluspetrol, entre otras de las principales petroleras del país. Si esas instalaciones se mantienen bloqueadas por un par de días, las petroleras se verán forzadas a frenar sus perforaciones en Vaca Muerta. Esa es la palanca novedosa que identificaron los líderes de las comunidades.
El bloqueo del miércoles, que se extendió por más de 12 horas, finalizó a última hora del día, después que una comisión de funcionarios de la gobernación —encabezados por el ministro de Turismo, Sandro Badilla y el fiscal Raúl Gaitán— prometiera seguir discutiendo este jueves con los referentes mapuche. En rigor, el bloqueo impidió el acceso a las cinco tratadoras de la zona: Indarsa, Treater, Comarsa, San y Ecopolo, también al club residencial del lago Mari Menuco.
Los manifestantes denuncian un atraso injustificable en el avance de las carpetas administrativas que cuentan con documentación técnica del relevamiento de tres comunidades del trabajo realizado el año pasado.
Fuentes del Colegio de Profesionales del Ambiente aseguraron a EconoJournal que al cortar el ingreso de residuos a las tratadoras, estos se acumulan en repositorios y lugares de acopio de resto de cortes de fractura tipo “cuttineras” que tienen todos los yacimientos. La situación se agravará si la medida se repite en las próximas semanas, como temen en las empresas productoras.
Lorena Maripe, werken del Lof Campo Maripe, dijo desde la puerta de acceso a Comarsa que “sienten un manoseo” por parte del gobierno en relación con el relevamiento y denunció que no hay respuesta al reclamo de irregularidades en el control ambiental en Vaca Muerta.
El bloqueo impedió el ingreso de camiones y de personal y sólo se permitió la salida de operarios, pero no el reingreso de sus relevos. En tanto, el ingreso al club de residencias de verano a orillas del lago Mari Menuco está bloqueado por miembros de otra de las comunidades de la zonal XawvnKo.
Mediante un comunicado, la Confederación mapuche adelantó que continuarán con los bloqueos: “Es claro que en este momento se están manipulando los límites relevados por el Equipo Técnico Operativo (ETO) que demuestra la ocupación actual, tradicional y pública de nuestras tierras. Por eso no podemos esperar más. A la fecha ninguna comunidad del área de Vaca Muerta cuenta con el resultado del relevamiento. De no recibir respuesta adecuada profundizaremos las medidas hasta que terminen con este manoseo”.
No será sencillo encontrar una síntesis que genere consenso entre las partes involucradas en el conflicto. Al contrario, parece casi imposible que las comunidades mapuche acepten como ciertos y veraces los datos relevados por el Estado. Lo más probable es que exijan una mayor cantidad de hectáreas que las reconocidas por los especialistas que trabajan en el estudio. De ahí la intención de instalar la idea de ‘manipulación’ de los límites relevados por el ETO.
En ese plano, la coyuntura electoral genera un escenario conveniente para aumentar el nivel de presión. Más cuando el 14 de enero pasado, el gobernador Gutiérrez firmó el decreto que aprueba el Procedimiento de Consulta Previa, Libre e Informada para las Comunidades Indígenas de Neuquén. Es decir, la necesidad de encauzar la agenda mapuche está legitimada por la política. Mientras tanto, las empresas petroleras y de servicio esperan. Saben que la tarifa o canon superficiario para tender ductos e instalaciones en territorio indígena puede encarecerse en forma abrupta.
La entrada Neuquén: comunidades Mapuche aprovechan la campaña electoral para presionar por más territorio sobre Vaca Muerta se publicó primero en EconoJournal.
, Nicolas Gandini
El ejecutivo tendrá a cargo la gestión integral de la línea de negocios Industrial Air, siendo el responsable del producto a lo largo de todo su ciclo de vida. Un pilar de su labor será también definir las estrategias comerciales y de marketing a seguir para alcanzar las metas propuestas de la división.
Ariel posee más de 20 años de trayectoria en roles comerciales en empresas como Diesel Lange (John Deere) y Finning Argentina (Caterpillar), entre otras. Recientemente, ocupó el puesto de Gerente Comercial en Tirenostic, consultora especializada en neumáticos.
Arce es Licenciado en Organización Industrial de la Universidad Tecnológica Nacional (UTN)
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, Agostina Visconi
El gobierno lanzó una licitación pública para ampliar la oferta del parque de generación de energía renovable en el país. Se trata de la convocatoria RenMDI que intentará alcanzar los 620 MW de potencia. Desde que asumió, es la primera iniciativa concreta de la gestión de Alberto Fernández para aumentar el parque de generación renovable. La medida salió publicada este jueves en el Boletín Oficial mediante la Resolución 36, firmada por la secretaria de Energía, Flavia Royón.
Si se adjudica toda la potencia prevista en la licitación, la inversión en el sector sería de alrededor de los US$ 500 millones, según fuentes consultadas por EconoJournal. La convocatoria RenMDI será a través de contratos en dólares a 15 años con Cammesa, la compañía que administra el mercado eléctrico mayorista, y se remunerará la estacionalidad para incentivar la generación en períodos de más demanda. Está enfocada a cuatro tecnologías renovables: solar con y sin almacenamiento, eólica sólo con almacenamiento, biogás y biomasa.
La licitación se divide en dos partes: el primer renglón busca reemplazar 500 MW de generación forzada, que se opera mediante unidades generadoras ineficientes y más caras, a través de nuevos proyectos de tecnologías renovables como solar fotovoltaica, solar fotovoltaica con almacenamiento, biomasa y eólica con almacenamiento, aclara el anexo de la convocatoria.
El segundo renglón es de 120 MW y se buscará diversificar la matriz (no reemplazar generación forzada) con fuentes de biogás, biogás de relleno sanitario, pequeños aprovechamientos hidroeléctricos y biomasa. Ambos renglones tienen límites de potencia y la licitación está dividida en regiones que, a su vez, competirán entre ellos en la compulsa.
Las nuevas centrales que se construyan bajo la licitación RenMDI no tendrán prioridad de despacho frente a otros parques de generación, autogeneración o cogeneración renovable. La resolución aclara que los nuevos proyectos tampoco se encontrarán alcanzados por las garantías que otorga el Fondo para el Desarrollo de Energías Renovables (FODER) a los beneficiarios del programa RenovAr.
Además, los oferentes respaldarán el cumplimiento de todas las obligaciones requeridas en el pliego “constituyendo una garantía de seriedad y mantenimiento de sus ofertas» mediante un pago de garantía a Cammesa. El valor dependerá de la potencia ofertada, que va de proyectos menores a 0,5 MW a más de 20 MW, y los montos se ubican entre $ 450.000 a $ 7.200.000.
El principal cuello de botella que tuvo el parque de generación renovable en los últimos años fue la saturación del transporte de energía. No hay capacidad para incorporar nueva generación. Desde el Ejecutivo se impulsaron medidas para liberar la capacidad de transporte retenida por anteriores licitaciones, sobre todo de las convocatorias del programa RenovAr. Mucha de esa capacidad liberada se ocupó con proyectos en el Mercado a Término de Energías Renovables (Mater), que son acuerdos entre privados.
Por tal motivo, para esta licitación RenMDI el gobierno identificó nodos con capacidad de transporte disponible, indicaron fuentes consultadas por EconoJournal. En los hechos, la licitación no pondrá el foco en la tecnología eólica sin almacenamiento (de los 5.189 MW de potencia instalada de energías renovables en el país, los parques eólicos suman 3.310 MW) porque los nodos donde entra la energía de los parques eólicos ya están saturados. Es decir, la gran mayoría de las ofertas en esta nueva licitación serán para la generación solar ubicados en nodos de no tan alto rendimiento, pero con capacidad de transporte disponible.
La entrada <strong>Después de tres años de parálisis, lanzan por primera vez una licitación para ampliar el parque de energías renovables</strong> se publicó primero en EconoJournal.
, Roberto Bellato
Con factores de carga que superaron el 60 por ciento de manera sostenida y con meses superando el 70 %, el parque eólico Manantiales Behr, operado por YPFLuz, se posicionó como líder en el ranking de los Mejores Factores de Carga del Sistema Argentino de Interconexión (SADI) elaborado por CAMMESA, con un valor de 61.9 por ciento anual.
Ubicado en Chubut, Manantiales Behr es el primer parque eólico de YPF Luz. Tiene 30 aerogeneradores y una capacidad instalada de 99 MW, equivalente al consumo de 144.000 hogares.
En 2021, el Parque Eólico Manantiales Behr fue uno de los más eficientes del país, con un factor de capacidad de aproximado del 60 %. En 2022, fue seis veces líder del podio logrando así el primer lugar en el ranking anual, destacó la Compañía energética.
Los niveles operativos récord del parque MB se alcanzaron en Marzo: 65.5%, Abril: 64%, Junio: 61.2%, Agosto: 69.3%, Septiembre: 63,1%, y Octubre: 72.2 por ciento.
El parque eólico Los Teros, también fue parte del podio en el mes de noviembre con un factor de 60,1%. Los Teros es el segundo parque eólico de la compañía y se encuentra ubicado a 45 km de Azul, provincia de Buenos Aires.
Tiene una capacidad instalada de 175 MW, genera energía equivalente al consumo de más de 230.000 hogares y evita la emisión de más de 400.000 toneladas de dióxido de carbono por año.
Los Teros es uno de los más grandes del país y tiene la ventaja de estar cerca de los centros de mayor consumo eléctrico de Argentina.
Por su parte, el parque eólico Cañadón León estuvo presente en el podio en el mes de octubre con un factor de carga de 69.5%, en agosto con 67.3% y en julio con 60.1 por ciento.
Cañadón León es el tercer parque eólico de YPF Luz, puesto en marcha en diciembre de 2021. Ubicado en Cañadón Seco, provincia de Santa Cruz, tiene una capacidad instalada de 123 MW de energía renovable, eficiente y sustentable, equivalente a la energía que utilizan más de 150 mil hogares y evita la emisión de más de 312.000 toneladas de dióxido de carbono por año.
“Estos niveles de eficiencia son altísimos a nivel mundial y confirman el compromiso de YPF Luz de generar cada vez más y mejor energía para el país”, remarcó la empresa.
Nacida en 2013, YPF Luz (YPF Energía Eléctrica S.A.) es una empresa líder en generación de energía eléctrica en el país. Actualmente la compañía tiene una capacidad instalada de 2.483 MW que provee al mercado mayorista e industrial.
YPF Luz tiene como misión generar energía rentable, eficiente y sustentable, que optimiza los recursos naturales para la producción de energía térmica y renovable. Para más información, visite www.ypfluz.com
Solatube® is a tube natural lighting system developed in Australia and produced in the United States for the whole world.
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Solatube® es un sistema de iluminación natural por tubos creado en Australia y producido en Estados Unidos para todo el
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Shell obtuvo ganancias por 42.309 millones de dólares en 2022, un incremento del 110% respecto de las ganancias contabilizadas en 2021 y el mejor resultado anual desde la fundación de la compañía en 1907.
La mejora en sus resultados reflejó los mayores precios y márgenes de refino, así como el mejor desempeño de comercialización, parcialmente compensados por menores volúmenes y menores márgenes de químicos.
La multinacional contabilizó ganancias netas de 3.400 millones de dólares debido a ajustes contables en derivados de materias primas y cargos de 2.300 millones de dólares relacionados con la contribución de solidaridad de la UE y la Energía del Reino Unido.
Desde enero a diciembre, los ingresos de Shell sumaron 386.201 millones de dólares, un 41,6% más que el año anterior.
Entre octubre y diciembre, Shell registró un beneficio neto atribuido de 10.409 millones de dólares lo que implica un retroceso del 8,7% respecto del resultado del cuarto trimestre de 2021, mientras que la cifra de negocio de la compañía aumentó un 12,2%, hasta 101.195 millones de dólares.
La licitación es de carácter nacional e internacional. El pliego se publicará en el boletín oficial. El Gobierno de la Provincia del Neuquén, a través del ministerio de Energía y Recursos Naturales, llama a licitación pública, nacional e internacional para la explotación, desarrollo y exploración de hidrocarburos del área Cerro Hamaca. Se trata de un área en producción revertida por la empresa YPF, cuya producción característica es el petróleo y en menor medida el gas. El llamado responde a la necesidad de aumentar la actividad hidrocarburífera en la provincia, incrementando la producción a través de proyectos de nuevas inversiones en […]
La entrada Neuquén: Llaman a licitación para la explotación, desarrollo y exploración del área Cerro Hamaca se publicó primero en RunRún energético.
La multinacional argentina está en la búsqueda de empleados en el país, por lo que ofrecen una serie de programas para atraer interesados. Conocé la propuesta. Una de las grandes compañías que está buscando multiplicar su empleo en nuestro país es el Grupo Techint. La búsqueda está orientada, principalmente, a estudiantes universitarios que tengan aprobado al menos el 50% de la carrera o ya estén graduados de las carreras de ingeniería industrial, eléctrica y electrónica, entre otras, como así también de las de química, sistemas, administración de empresas y contaduría. Para aquellos que vivan lejos de las ubicaciones de la […]
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El lunes se formalizó el otorgamiento de créditos a tasa preferencial para la compra de equipamiento, instalación y puesta en funcionamiento de proyectos de generación distribuida de energía renovable. La Secretaria de Energía de la Nación y el Banco Argentino de Desarrollo (BICE) firmaron el acuerdo que permite el lanzamiento de una línea de créditos blandos en el marco de la Ley N° 27.424. Cabe recordar que dicha norma, creó el Fondo para la Generación Distribuida de Energías Renovables (FODIS). En la actividad participaron la Secretaria de Energía, Flavia Royon; el Presidente del BICE, Mariano de Miguel; el Subsecretario de […]
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El ministro de Educación de la Nación, Jaime Perczyk, anunció hoy la apertura de la convocatoria 2023 del Programa Nacional de Becas Manuel Belgrano para las que se invertirán más de 21 mil millones de pesos para promover el acceso, la permanencia y la finalización de estudios de grado y pregrado en áreas estratégicas para el desarrollo del país. El programa está destinado a 8 áreas claves para el desarrollo económico y la igualdad social: Alimentos, Ambiente, Computación e Informática, Energía convencional y alternativa, Gas y Petróleo, Logística y Transporte, Minería y Ciencias básicas. “Hay un esfuerzo muy grande del […]
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Desde el bloque del Frente de Todos salieron a insistir con los tres proyectos para potenciar la industria hidrocarburífera de la provincia de Buenos Aires que esperan tratamiento en el Senado bonaerense. El legislador Francisco “Paco” Durañona, salió a remarcar la importancia de que en el próximo período parlamentario la Cámara alta trate los tres proyectos de su autoría destinados a potenciar la producción hidrocarburífera de la provincia de Buenos Aires. “El descubrimiento de petróleo offshore en el yacimiento CAN 100, a 400 kms al sur de Mar del Plata, es una noticia trascendental para el desarrollo energético de la […]
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La petrolera controlada por el Estado incrementará su nivel de deuda para acelerar su plan de inversiones, que este año llegará a los US$ 4.400 millones. En enero ya emitió US$ 300 millones. Buscará fondos fundamentalmente en el mercado local. YPF, la petrolera controlada por el Estado nacional, tiene previsto emitir este año títulos de deuda por US $1500 millones para financiar su agresivo plan de inversiones. Así lo confirmaron a EconoJournal tres fuentes privadas sin contacto entre sí. Desde la compañía evitaron realizar comentarios ante la consulta de este medio. La empresa que preside Pablo González, el mayor jugador […]
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La secretaria de Energía, Flavia Royon y la ministra de Desarrollo Social, Victoria Tolosa Paz, anunciaron un convenio para facilitar la inscripción al Registro de Acceso a los subsidios a la energía (RASE) de los sectores vulnerables, los y las jubilados y todos aquellos que por diversos motivos no pudieron inscribirse, mediante la coordinación de acciones y el refuerzo de la presencia territorial del Estado. Los vecinos podrán acercarse a los Centros de Referencia (CDR) de sus barrios, donde recibirán asesoramiento sobre distintos programas y podrán inscribirse en el RASE para solicitar los subsidios a los servicios públicos de energía […]
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Francisco Cannabrava dijo que “Argentina tiene gas, Brasil tiene etanol, entonces haría que tratar sobre el tema de energía”. Sin embargo, dijo que es una idea “provisional” que no está en estudio aún. Brasil evalúa posibles acuerdos que el Mercosur podría realizar con China y una de las posibilidades que se maneja, de forma provisoria, es un trato con el gigante asiático en temas de energía, dijo el director del departamento para el bloque regional de la Cancillería de Brasil, Francisco Cannabrava. Días atrás, el Mercosur retomó conversaciones con la Unión Europea para un posible acuerdo. “Necesitamos examinar qué tipos […]
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El crecimiento en la producción de gas y petróleo en esa zona de Neuquén ha derivado en complicaciones para las empresas más pequeñas, que sufren los faltantes de equipos debido a la fuerte demanda de Vaca Muerta. El caso de una petrolera chica que decidió invertir para no frenarse. El último informe realizado por la Fundación Ideal sobre el sector petrolero, mostró que la producción nacional finalizaría 2022 con un aumento anual de 10% -las últimas cifras aún no están disponibles- y que buena parte de ese crecimiento provenía del impulso de Vaca Muerta, con un crecimiento exponencial desde 2019, […]
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Un conflicto laboral paraliza el funcionamiento de la planta de arenas especiales para la formación neuquina. La empresa NRG decidió despedir a 30 empleados y el sindicato minero respondió bloqueando los accesos a la planta. La medida comenzó ayer por la madrugada y según el referente de AOMA, Enrique Valdenelli, se mantendrá hasta la reincorporación de los trabajadores. “Pedimos la reubicación en otras canteras, y no accedieron; una suspensión, con lo que eso significa para el salario de los obreros y tampoco”, dijo el delegado gremial. Los trabajadores despedidos son de Roca, Allen, Cipolletti y Cinco Saltos. Durante la mañana […]
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Tras varios meses de espera, el gobierno de Argentina finalmente lanzó la licitación nacional e internacional de energías renovables y almacenamiento (ver pliego), por un total de 620 MW de potencia adjudicable, tanto para reemplazar generación forzada como también para diversificar la matriz energética del país, a partir de las manifestaciones de interés dadas en el 2022.
Mediante la Resolución 36/2023 de la Secretaría de Energía de la Nación, se convoca a los interesados a presentar ofertas en la convocatoria “RenMDI”, con el fin de celebrar contratos de abastecimiento de energía eléctrica renovable con CAMMESA, quien actuará en representación de los Distribuidores y Grandes Usuarios del Mercado Eléctrico Mayorista hasta su reasignación en cabeza de los Agentes Distribuidores y/o Grandes Usuarios del MEM.
Y tal como adelantó Energía Estratégica meses atrás, la licitación abarca 20 provincias del país, repartidas en 6 regiones, y se dividirá en dos esquemas / renglones:
El primero de ellos (renglón 1) será para sustituir generación forzada para las tecnologías de biomasa, solar fotovoltaica, FV con almacenamiento y eólica con almacenamiento. Renglón que tendrá una potencia objetivo referencial de 500 MW.
Para este tipo de centrales, los proyectos podrán ser de 3 a 20 MW de potencia, mientras que los emprendimientos con almacenamiento deberán contar con una potencia en baterías de al menos el 25% de la capacidad del parque solar y de al menos 2 hs de entrega de energía.
Mientras que el segundo (renglón 2) buscará “diversificar la matriz”, tendrá 120 MW de capacidad adjudicable y estará destinada a plantas de biogás, biogás de relleno sanitario, pequeños aprovechamientos hidroeléctricos y biomasa, de 0,5 MW a 20 MW de potencia.
E independientemente de las potencias indicadas, la cantidad máxima de proyectos a asignar por cada tecnología será de 7. Aunque en caso de existir centrales sin adjudicar con precios ofertados menores al 90% de los precios máximos correspondientes a cada tecnología, el tope podría ampliarse hasta 10 si la autoridad de aplicación lo designa.
Cabe aclarar que las plantas de biomasa propuestas y no adjudicadas en el Renglón 1 se sumarán a los proyectos de Biomasa que se hubieran presentado exclusivamente para el Renglón 2.
Y de igual manera los límites de potencia por región aplicarán únicamente a aquellos emprendimientos que se presenten bajo el renglón 1, mientras que en el caso de los ofertados bajo el renglón 2, se considerarán para todas las regiones del país.
Los proyectos renovables que resulten ganadores del renglón N°1 de la licitación deberán alcanzar la fecha de habilitación comercial a los 3 años desde la firma del contrato con CAMMESA, en tanto que los asignados bajo la etapa destinada a diversificar la matriz, tendrán un año más para lograr la COD.
Pero en ambos casos, los contratos de abastecimiento se celebrarán a 15 años a partir de la fecha de habilitación comercial, al precio ofertado adjudicado en dólares por megavatio/hora y se remunerará la estacionalidad para “incentivar generación en períodos de mayor exigencia para el sistema”.
Un detalle no menor es que el pliego de bases y condiciones del llamado RenMDI publicado en Boletín Oficial de la Nación no detalla un cronograma, por lo que no se especifican los plazos para presentar las propuestas ni cuándo se llevarán a cabo las aperturas de sobres A y B.
Sí se menciona que el cronograma estará disponible en el “Anexo 1” del pliego, pero el documento no figura en la Res. SE 36/2023 ni en el propio archivo de la convocatoria nacional e internacional. Por lo que se deberá esperar esta corrección o la carga del pliego en la web oficial de CAMMESA para conocer las fechas estipuladas.
Latinoamérica avanza en el desarrollo de proyectos eólicos offshore y cada vez son más los países de la región que sus normativas, regulaciones y oportunidades hacia ese tipo de mercado, como por ejemplo Brasil o Uruguay que trabajan en distintos modelos licitatorios para parques renovables fuera de la costa.
Pero esta tecnología también cuenta con retos más complejos a comparación se la eólica onshore, que ya se ha asentado con fuerza en LATAM, entre ellos la medición del recurso renovable, los sistemas que se utilizan y el mantenimiento requerido por los mismos.
Vasilii Netesov, gerente de Desarrollo de Proyectos de Ventus, conversó sobre ello con Energía Estratégica y planteó que el sistema LiDAR (Light Detection And Ranging) tiene ventajas sobre el SoDAR (Sonic Detection and Ranging) para realizar el análisis de datos para parques eólicos offshore.
«En caso del SoDAR su precisión depende de la temperatura del aire y de la velocidad del viento, y es ligeramente inferior a la precisión de los LiDARs», aseguró.
Mientras que LIDAR, que funciona según el principio del radar pero con la luz de un láser, permite la instalación tanto en la costa, donde puede medir 10 kilómetros de distancia desde la costa al mar con buena disponibilidad y precisión de datos, como también en una mini plataforma flotante que se ancla al suelo del mar en aguas no tan profundas, ya que es un equipo robusto preparado para esas condiciones.
«La diferencia y uno de los principales retos radica en el costo. El precio de un LiDAR que se instala en la costa y mide hasta 10 kilómetros supera USD 400.000, el mantenimiento del sistema durante la campaña de medición puede superar los USD 100.000, dependiendo de la instalación onshore/offshore. La ventaja es la movilidad del equipo y la velocidad de instalación. En tanto que aquel que se coloca en la plataforma flotante, cuesta alrededor de USD 200.000, aunque también hay que considerar los costos de aduana y servicios para offshore que se puedan conseguir en cada país «, explicó Netesov.
«Hay muchos sitios en el sur de Brasil y en Uruguay donde la profundidad no es tan grande y, si la decisión de desarrollar offshore ya está tomada, tendría sentido medir en esas zonas.” agregó.
Tener menor profundidad en las costas podría reducir el CAPEX. “En todo caso es importante considerar que, a diferencia de los países Europeos, Uruguay y Brasil cuentan con buen recurso eólico onshore y suficiente territorio para no depender de los parques offshore», comentó.
Y bajo la mirada del especialista, si dicha tecnología LiDAR se mantiene, salvo que se deba medir con exactitud a más de 15-20 kilómetros de distancia desde la costa, «todo apunta a que las mediciones offshore serán a través equipos LiDAR que se instalen en la costa».
«Aunque, para el avance a nivel internacional, se precisan reducir los costos. Y para ello, necesitamos más producción, más oferta de este tipo de equipos, como también más normas que avalen estos sistemas. Si se desarrolla mejor la industria, bajan los costos, habrá más mediciones. En Ventus ofrecemos servicios en todas las etapas de los procesos constructivos de los proyectos renovables, incluida la prospección, que es clave para prever la viabilidad de estos proyectos», concluyó el gerente de Desarrollo de Proyectos de Ventus.
La Empresa Propietaria de la Red EPR-SIEPAC contribuye con el desarrollo del regional a través de distintas acciones planteadas en el Tratado Marco del Mercado Eléctrico de América Central.
En su planificación estratégica 2022-2030, este consorcio público-privado se propuso impulsar nuevas obras de transmisión eléctrica más allá de las asignadas por el Tratado marco y así empezar a cooperar más activamente con los seis países integrados en el SIEPAC.
“Tener una posición neutral ante el mercado nos permitirá promover y ejecutar proyectos de transmisión de energía en alta tensión que busquen asegurar el abastecimiento de cada uno de los mercados nacionales en los que operamos”, declaró Karla Hernández Sauceda, gerente de Desarrollo de Negocios y Regulación de la EPR-SIEPAC.
La resiliencia de los sistemas sería central en esta región. Según indicó la gerente de Desarrollo de Negocios y Regulación de la EPR-SIEPAC, las pasadas temporadas de huracanes desnudaron la vulnerabilidad de la infraestructura centroamericana y marcó la urgencia para atender el fortalecimiento de las redes eléctricas y así evitar sufrir colapsos del sistema.
Es así que, promover el desarrollo de nuevas obras de transmisión en la región sería necesario para atender varios puntos débiles de países que avanzan a un ritmo diferente al resto.
En particular las zonas donde se encuentran las torres de transmisión, requerirían algunas acciones adicionales que permitan la conservación y la protección del suelo. Esto no sería tarea sencilla, ya que a los esfuerzos de ampliaciones y modificaciones en el sistema de transmisión se anteponen algunos retos por enfrentar.
“La crisis financiera, la crisis de los mercados, ha encarecido brutalmente el costo del mantenimiento, pero más que encarecerlo nos ha llevado a la escasez de materiales a las que nos hemos visto enfrentadas las transmisoras para poder dar un mantenimiento de calidad”, indicó Karla Hernández.
En conversación con Energía Estratégica, Hernández añadió que para desarrollar su plan estratégico es preciso remarcar además como reto la complejidad de operar con siete regulaciones diferentes, la regional y luego la de Guatemala, El Salvador, Honduras, Nicaragua, Costa Rica y Panamá.
Y en tal sentido, puso a consideración que sería preciso empezar a contemplar un plan de almacenamiento para preparar al sistema regional al aumento de la generación que sumó 448.51 MW nuevos en 2022 y prevé incorporar 1,660.8 MW en este 2023.
“Se requiere orientar la operación del sistema eléctrico regional a la incorporación de tecnología de almacenamiento que permitan tener respaldo de energía a modo de reserva, rodando en el sistema cuando estemos operando en horas donde la generación renovable sea alta”, concluyó Karla Hernández Sauceda, gerente de Desarrollo de Negocios y Regulación de la EPR-SIEPAC.
¿Cuánta energía renovable esperan para 2023? Según reporta el Ente Operador Regional (EOR) de los 27 proyectos de generación eléctrica que se interconectarían este año y que totalizan 1,660.8 MW, las centrales de gas natural representan el 58% de la nueva capacidad para el sistema regional, mientras que los proyectos hidroeléctricos representan el 21% y los proyectos solares 18%; el 3% restante lo aportan proyectos de biomasa, eólicos y geotérmicos.
En septiembre del 2022, en exclusiva con Energía Estratégica, Israel Hurtado, presidente de la Asociación Mexicana de Hidrógeno y Movilidad Sostenible (AMH2), dio a conocer que México espera producir su primera molécula de hidrógeno verde en el primer semestre de 2023.
En este marco, Ramsés Pech, analista de la Industria de Energía y Economía de México y socio de Caraiva y Asociados-León & Pech Architects explicó a Excélsior TV: “Es muy importante el primer paso que está dando México para tener una energía de este tipo. Reconfigurar refinerías para poder crear hidrógeno verde no es caro porque se puede aprovechar la infraestructura existente”.
Sin embargo, los grandes interrogantes que surgen son: quién lo va a consumir, a qué costo y si se obtendrá el producto en forma continua.
“Lo principal es el mercado: en México el hidrógeno está sectorizado en ciertas industrias específicas, pero tenemos que determinar quién lo puede consumir a nivel general”, agregó el especialista al respecto.
Y enfatizó: “Lo vamos a producir, pero no tenemos, a nivel industrial, quién lo va a utilizar en su totalidad”. En esa línea, el especialista consideró que, inclusive, en Estados Unidos “apenas se está desarrollando la industria”.
Asimismo, Pech alertó: “Lo que nos falta en este país son inversiones en infraestructura para aprovechar esta nueva forma que puede provenir de refinerías”.
La importancia del hidrógeno verde
Según el Instituto Nacional de Estadística y Geografía (INEGI), del 2003 al 2021, se lleva un acumulado de casi 17 billones de pesos que se necesitan para poder resarcir todo el daño ecológico que se viene generando.
Según el cálculo del analista de la industria energética, se van a requerir 1.4 billones de pesos para enmendar el impacto negativo que sufrirá el medioambiente durante el año 2023. Esta cifra representa aproximadamente entre el 5 y 6% del Producto Interno Bruto (PIB) de la nación, a precios nominales del mercado.
En este sentido, Ramsés Pech, subrayó: “El hidrógeno verde es fundamental porque puede ayudar a eliminar esta cantidad de dinero que se necesita y que no está contemplado en el presupuesto nacional”.
El reto tecnológico
El especialista indicó que se requerirán centrales eólicas y solares para generar grandes volúmenes de hidrógeno que podrían necesitarse a futuro. Y sobre ello, advirtió que uno de los puntos que está en discusión es la cantidad de agua que vamos a necesitar para poder hacer esta transformación al hidrógeno verde.
Tal como reconoció el entrevistado, en México falta mucha investigación en la materia. De hecho, todo lo que está llegando al país en cuanto al hidrógeno son tecnologías que se están utilizando en otras regiones.
“Si bien la promesa es producir la primera molécula de hidrógeno verde en el primer semestre del 2023, a nivel industrial nos va a faltar bastante tiempo y hay que analizar qué tecnología va a llegar y en qué momento”, concluyó.
El pasado martes, en el municipio de Floridablanca, en Santander, fue el epicentro hoy del cuarto diálogo social que el Ministerio de Minas y Energía realiza en las regiones del país para continuar avanzando en la construcción de la hoja de ruta para la Transición Energética Justa en Colombia.
La Ministra de Minas y Energía destacó en su intervención cuatro grandes desafíos para el país: la adaptación de la matriz energética a las consecuencias adversas del cambio climático, restablecer la justicia social y ecológica en la cadena de producción de la energía y pasar de la economía extractivista a una economía productiva, así como la conversión laboral y productiva.
“Es un honor estar en este espacio de diálogo y por qué no decirlo, de alianzas para construir está Transición Energética Justa entre todos y todas. Nuestro compromiso por una Colombia, Potencia Mundial de la vida es realizar transformaciones de fondo, creando capacidades nacionales para enfrentar la crisis climática, la reconversión laboral y el tránsito hacia una economía productiva”, resaltó Irene Vélez.
E indicó: “Estamos comprometidos con la vida y eso significa cuidar el territorio y la economía, desde la justicia ambiental y social. No se trata de imponer modelos, sino de concertar los modelos de sustentabilidad con quienes habitan el territorio. Esta es una responsabilidad del Gobierno con sus habitantes. Es desde esa responsabilidad que esperamos construir también la Paz Total, que es esa conjunción de las diferentes justicias”.
En ocho mesas de trabajo, los más de 130 participantes, entre académicos, representantes sindicales del sector, representantes a la Cámara y entidades territoriales y gubernamentales, enfocaron sus propuestas en las perspectivas sobre la Transición Energética Justa, las posibles barreras para su implementación y las potenciales soluciones, así como la promoción de comunidades energéticas, entre otros temas.
Durante el espacio, los participantes resaltaron que Santander, clave en el desarrollo económico del país a partir de la explotación de los hidrocarburos, debe ahora ser fundamental para la Transición Energética Justa, aprovechando su infraestructura y la amplitud de la oferta universitaria y la calidad de sus profesionales.
Así como que se debe trabajar en la transformación cultural respecto a la necesidad de la transición y en fortalecer la investigación y la generación de conocimiento.
Indicaron también, entre otras cosas, que la Transición Energética Justa debe responder a los pasivos ambientales generados por las actividades extractivas en el territorio, por lo que es importante garantizar el cumplimiento de los requisitos legales para el adecuado cierre de los proyectos y abordar los procesos de reconversión laboral y productiva, con una diversificación de la economía.
En este espacio de diálogo también hicieron presencia en la plenaria de instalación de evento el rector de la Universidad Industrial de Santander, Hernán Porras Díaz; el Gobernador Encargado de Santander, Miguel Guillermo Sarmiento; el Alcalde de Floridablanca, Miguel Ángel Moreno Suárez; el Alcalde Bucaramanga, Juan Carlos Cárdenas Rey, y los representantes a la Cámara Mary Anne Andrea Perdomo y Cristian Danilo Avendaño.
Es de recordar que el Ministerio de Minas y Energía continuará durante los próximos meses realizando diálogos sociales en Pasto (Nariño), Bucaramanga (Santander), en Villavicencio (Meta) y en Cali y Buenaventura (Valle del Cauca) y en otras ciudades y regiones del territorio nacional para la construcción de esta hoja de ruta.
Finalmente, vale la pena destacar que estos diálogos sociales, liderados por el Ministerio, además de abordar las problemáticas y propuestas de las comunidades, líderes sociales y empresas, han planteado los escenarios para lograr la reconversión laboral y un reenfoque en la vocación productiva de los territorios en los cuales predominan las economías basadas en el extractivismo.
Darío Morales Figueroa fue designado como el primer director ejecutivo de la Asociación Chilena de Energía Solar AG. (ACESOL) e inició sus funciones a partir del pasado miércoles 1° de febrero del corriente año.
Darío posee más de 15 años de experiencia en la industria de la energía. En el sector privado se desempeñó como jefe del Área de Estudios de la Distribuidora Sociedad Austral de Electricidad y también como jefe de Proyectos de Energía Solar de Acciona Energía Chile, en la cual participó del análisis de diversos modelos de negocios y gestión de proyectos de inversión de gran escala, en particular en el área de las energías renovables.
Por el lado del sector público, fue asesor senior de Energía y subdirector de Transferencia Tecnológica de la Agencia Chilena de Innovación (InnovaChile) y director de Centros Tecnológicos de Corfo, donde destaca su participación en la atracción a Chile de los Centros de Excelencia Internacional en I+D Aplicada.
Desde junio de 2017 a enero del 2023, se desempeñó como director de Estudios de la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (ACERA) y actualmente es profesor de la Facultad de Ingeniería y Ciencias de la Universidad Adolfo Ibáñez, donde fue premiado como mejor profesor del Magister en Energías Renovables el año 2022. Además, forma parte de la Red de Mentores de la Universidad de Concepción y colaborador como mentor de emprendimientos tecnológicos de KnowHub – Chile.
El ministro de Hacienda del Brasil, Fernando Haddad, dijo que los proyectos de gas natural entre Argentina y Brasil pueden lograrse con financiamiento privado y que no necesitarían de financiamiento público. Las declaraciones del ministro parecen hacer equilibrio entre la promesa del gobierno brasileño de financiar la construcción del segundo tramo del gasoducto Néstor Kirchner con fondos del Banco Nacional de Desarrollo Económico y Social (BNDES) y algunas presiones en la la industria brasileña para que no se financie el proyecto.
En un encuentro el lunes con directivos de la la Federación de Industrias del Estado de São Paulo (Fiesp), Haddad señaló que el gas argentino no representa una competencia para el gas de presal debido al declino de la producción en Bolivia y que la industria química asegura que demandará ese gas.
“Con la caída de la producción de gas en Bolivia, no va a faltar la demanda de gas en Brasil, aunque utilice la producción del presal. Entonces, financiar a la industria siderúrgica en Brasil para construir un gasoducto, que tiene el gas como garantía, no es contradecirse», dijo el ministro al ser consultado sobre la conveniencia de financiar obras en el exterior frente a las necesidades internas.
No obstante, añadió que el proyecto quizás no necesite de financiamiento público brasileño. “Creo que en algunos casos específicos, como es el caso de la potasa y como es el caso del gas argentino, (tiene sentido) pensamos en alianzas que suman entre los dos países sin generar ningún tipo de conflicto, entre otras cosas porque son proyectos sostenibles desde el punto de vista económico y que eventualmente no deberían necesitar ni siquiera financiación pública. Creo que Vaca Muerta es un proyecto que quizás prescinde de ese tipo de financiamiento”, dijo el ministro según la agencia pública Agencia Brasil.
También respondió a algunas críticas que el gas no convencional de Vaca Muerta recibió de ambientalistas. “Hay una discusión ambiental que no se debe desestimar sobre el uso del gas de esquisto, pero por los informes que recibí, los estadounidenses lo resolvieron de una manera diferente al resto del mundo y con preocupación ambiental”, dijo.
Argentina y Brasil llevan años conversando sobre la posibilidad de construir un segundo tramo del gasoducto Néstor Kirchner, entre Salliqueló y San Jerónimo, en Santa Fe, que podría a largo plazo permitir exportar el gas de Vaca Muerta al país vecino. Las conversaciones ganaron impulso luego de la victoria de Lula en las presidenciales brasileñas. La secretaría de Energía, Flavia Royón, anunció en diciembre que el gobierno consiguió financiamiento para el proyecto por parte del BNDES por US$ 689 millones.
Lula confirmó esa intención durante su reciente visita a la Argentina en el marco de la cumbre de la CELAC y enfatizó que el banco público tiene un rol que cumplir en la integración regional. “De vez en cuando en Brasil somos criticados por pura ignorancia, gente que piensa que no puede haber financiación de ingeniería para otros países. Creo que no sólo se puede, sino que es necesario que Brasil ayude a todos sus socios. Y eso es lo que vamos a hacer dentro de las posibilidades económicas de nuestro país. El BNDES es muy grande”, dijo el presidente brasileño en Buenos Aires.
No obstante, el anuncio de Lula generó una respuesta del BNDES, que advirtió que no puede financiar obras de ingeniería en el extranjero sin autorización del Tribunal de Cuentas de la Unión (TCu).
El banco adoptó en 2015 una política más rigurosa con el financiamiento para obras en el extranjero, luego de los casos de corrupción en los que se vio involucrada la constructora brasileña Odebrecht en varios países. A través de una nota, el banco aclaró que cualquier cambio en esa política «necesariamente» pasará por un entendimiento con el TCU y agregó que el presidente del tribunal, Bruno Dantas, “ha reforzado el papel del seguimiento colaborativo de las políticas públicas”.
La nota agrega que el banco otorga financiamiento para las exportaciones de productos y servicios de empresas brasileñas, lo que abriría la posibilidad de que pueda financiar la fabricación de las láminas de los caños para el gasoducto. Esa alternativa es impulsada por el ministerio de Economía de Sergio Massa.
«Contamos con la decisión del gobierno de Brasil de buscar a través del BNDES financiamiento y mecanismos de financiamiento para aquellos insumos de empresas brasileñas que son parte de la obra del gasoducto. Tal vez el símbolo de eso es la posibilidad de acceder a la totalidad del financiamiento de los caños del segundo tramo del gasoducto«, afirmó Massa durante la visita de Lula.
Una delegación técnica del ministerio de Economía viajará la semana próxima al Brasil para avanzar con esa y otras conversaciones bilaterales.
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, Nicolás Deza
La empresa Bull, que ofrece servicios petroleros, que en la Argentina está representada por el Grupo Kalpa, presentó la tecnología FAS (Fuel Automation Station) en el mercado local. Se trata de un equipo integrado que automatiza el abastecimiento de combustible para las operaciones de explotación no convencional de hidrocarburos. Debido al crecimiento de Vaca Muerta, las operadoras están buscando alternativas que incrementen la eficiencia de la actividad.
Desde el grupo Kalpa indicaron que el FAS tiene como objetivo garantizar el funcionamiento ininterrumpido de las operaciones ya que minimiza los riesgos ambientales y humanos, brindando eficiencia en los trabajos de fractura.
El equipo cuenta con 28 mangueras que permiten realizar un seguimiento de los niveles de inventario y alimentar de combustible a múltiples equipos de manera simultánea.
Asimismo, posee un panel de control con pantalla HDMI con instrumentación para la gestión del combustible de líneas individuales. Su sistema operativo almacena la información recolectada en la nube, por lo cual es posible tener un seguimiento online.
También tiene un centro de comando interno autónomo, con clima controlado, diseñado para evitar riesgo durante el reabastecimiento de combustible. A su vez, elimina la pulverización de combustible atmosférico para lograr la protección del medio ambiente.
La empresa FAS, creadora del equipamiento en Estados Unidos, pertenece al grupo de Sam Simon. La maquinaria fue especialmente diseñada para operar en la cuenca Permian, la principal región de shale del mundo. Es por esto que se proyecta su incorporación en Vaca Muerta.
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, Redaccion EconoJournal
La compañía que se especializa en el 3G tiene prevista la ejecución de importantes inversiones para satisfacer las crecientes exigencias de un mercado desafiante. Asimismo, la empresa avanzará con la implementación de un innovador software orientado al seguimiento online de sus actividades.
Para la Argentina, el desarrollo de Vaca Muerta ya se convirtió en una política de Estado independientemente de un resultado eleccionario o del signo político del momento. No obstante, es esperable que las variables macroeconómicas que impactan en el día a día de la actividad (como las tasas de interés, la inflación o las restricciones al mercado externo) estén expuestas a distintos vaivenes durante el año. Así lo creen los directivos de la compañía de transporte de residuos 3G, quienes consideran necesaria la firma de acuerdos de abastecimiento con los proveedores, junto con la obtención de un stock de materiales y repuestos que permita afrontar imponderables. “También tendremos que estimar la demanda futura para programar las incorporaciones de capital necesarias con la mayor anticipación posible”, anticipan.
“Desde 3G se cree que a los empresarios argentinos les falta cultura de asociatividad. Somos muy celosos de nuestra información, nuestros números y nuestras estrategias, por lo cual no se nos hace natural pensar en esquemas de colaboración entre empresas”
Entre los objetivos estipulados para esta temporada, precisan, figura el aumento en el volumen de ventas, buscando tanto la captación de nuevos clientes como la posibilidad de ofrecer nuevos servicios a los actuales. “Estamos pensando en una inversión que amplíe nuestra capacidad productiva en un 15% o un 20% aproximadamente. También estamos en un proceso de implementación de un software diseñado para el seguimiento online de nuestras actividades. Para pequeñas y medianas empresas (PyMEs) como la nuestra, la oportunidad pasa por estar a la altura de la nueva demanda derivada del desarrollo de los negocios energéticos locales en función del contexto internacional”, explican.
Con respecto a las restricciones externas y los problemas de financiamiento, agregan, las medidas que potenciarán el sector a mediano y largo plazo tienen que apuntalar el desarrollo de nuevas tecnologías, la promoción de la asociatividad entre las empresas (a través de una legislación y de capacitaciones específica) y el establecimiento de un esquema financiero que acompañe a las PyMEs con fondos de garantía. “Estamos hablando de la generalización de instrumentos de financiamiento bursátiles a los cuales hoy sólo acceden las grandes firmas”, aclaran.
Desde 3G se cree que a los empresarios argentinos les falta cultura de asociatividad. “Somos muy celosos de nuestra información, nuestros números y nuestras estrategias, por lo cual no se nos hace natural pensar en esquemas de colaboración entre empresas. Nos es más difícil todavía cuando esa asociatividad se da con firmas de mayor envergadura y capital que las nuestras”, reconocen.
En el Clúster Vaca Muerta, destacan, se busca fomentar y buscar oportunidades de asociatividad y sinergia, además de difundir los casos de éxito en la materia. “Una legislación que haga más sencillo este tipo de modelos de negocios conjuntos impulsaría muchísimo su desarrollo”, acotan.
La sinergia con las grandes empresas, sostienen los directivos, generaría beneficios para ambos lados. “Las firmas de mayor envergadura necesitan saber que la demanda futura de bienes y servicios podrá ser satisfecha, al tiempo que las PyMEs necesitamos anticipar hacia dónde va la industria para invertir y adaptar nuestras estructuras a los nuevos niveles de actividad. Es preciso trabajar mucho para superar la barrera cultural instaurada en ese sentido”, plantean.
Demanda en alza
Aunque 2022 fue un año complejo desde el punto de vista financiero y de abastecimiento, 3G logró retomar los niveles de trabajo pre-pandemia e incluso superarlos. “Conseguimos mantener nuestra cartera de clientes e incorporar nuevos. También desarrollamos novedosos servicios que el mercado requería. El resultado fue favorable. Y en su mayor parte esas ganancias se reinvertirán para aumentar nuestras capacidades”, aseguran los directivos de la compañía.
El contexto vigente, opinan, es desafiante por múltiples razones para todos los actores económicos. “Tenemos varios retos por delante las PyMEs que formamos parte de la cadena de valor de la industria de hidrocarburos en la Cuenca Neuquina. Nos encontramos ante una creciente demanda de nuestros servicios a partir del conocido aumento de la producción de gas y petróleo, principalmente en el ámbito no convencional. Y esta demanda no se da sólo en cantidad de servicios, sino también en la calidad de los mismos”, afirman.
“PyMEs como 3G, que participan de la cadena de valor de Vaca Muerta, afrontan una creciente demanda de nuestros servicios a partir del conocido aumento de la producción de gas y petróleo, principalmente en el ámbito no convencional”
Adicionalmente, exponen, las PyMEs tienen que realizar inversiones para atender esos requerimientos en el marco de un mercado financiero complejo, con tasas muy elevadas por el contexto inflacionario que tornan caro o inaccesible el acceso al crédito. “Por ello necesitamos crecer con capital propio, y a veces ese crecimiento no tiene el ritmo o el volumen que el mercado demanda”, se lamentan.
A esto se suma, según detallan, que las restricciones externas en el país dificultan la seguridad de abastecimiento en maquinarias, insumos, repuestos, etc. “Este mismo contexto inflacionario también genera tensiones a nivel salarial, tarifario y financiero”, cuestionan.
En resumen, insisten, el escenario presenta el desafío de buscar las alternativas para estar a la altura de un mercado cada vez más demandante. “Tenemos que mantener nuestra capacidad productiva en condiciones de utilizarla en su totalidad, así como aumentar la misma. Entiéndase: sostener la capacitación del personal, detectar necesidades futuras de staff y capacidades demandadas, profundizar los planes de mantenimiento sobre maquinarias y equipos, programar su reemplazo y ampliación, y trabajar sobre la captación de nuevos clientes y la detección de necesidades de los actuales”, concluyen.
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, Redaccion EconoJournal
Para 2023, GyG se propuso alcanzar el mismo objetivo que guía su trayectoria de 30 años en el rubro del alquiler de automóviles: acompañar el crecimiento de la industria, brindando un servicio de calidad. “Estaremos, como siempre, atentos a las oportunidades de mejora que el mercado y la tecnología nos ofrecen, apuntando al crecimiento sostenible dentro de nuestro segmento”, explican desde la firma.
Las inversiones previstas para esta temporada, adelantan, se centrarán en la compra de nuevas unidades. “Lo haremos tanto para aumentar el tamaño de nuestra flota como para realizar el recambio previsto de las unidades más antiguas”, explican.
Adicionalmente, exponen, se avanzará con la construcción de un nuevo depósito en el predio del Parque Industrial de Neuquén. “Este galpón se utilizará mayormente para la guarda de insumos (permitiéndonos ampliar la capacidad de stockeo), pero también para la guarda de lubricantes y cubiertas. Constará de nuevos vestuarios y baños para el personal de la empresa, aparte de albergar una sala de capacitación totalmente equipada”, especifican.
“Según los referentes de GyG, la importancia coyuntural que Vaca Muerta tiene para nuestro país, reconocida por la mayoría de las fuerzas políticas en pugna, hará que no se tomen decisiones que pongan en peligro la actividad en la cuenca”
Según los directivos de GyG, el escenario energético internacional es muy favorable para el desarrollo de Vaca Muerta. “Ante tal panorama, apuntamos al constante crecimiento de nuestra flota, la optimización de los servicios prestados mediante la adquisición de nuevas tecnologías y la actualización o mejora de las que disponemos, la capacitación permanente de nuestro personal y la realización de incorporaciones según las necesidades operativas que surjan”, enumeran.
El actual económico local, admiten, afecta seriamente el normal desenvolvimiento de la actividad. “La inestabilidad cambiaria y el proceso inflacionario inciden seriamente sobre nuestra relación con los proveedores y clientes, ya que los constantes aumentos en los insumos y bienes de capital son difíciles de trasladar a los precios, sobre todo teniendo en cuenta que nosotros prestamos un servicio y no realizamos la venta directa de un bien”, indican.
La empresa, puntualizan, suele comprar en efectivo, por transferencia o vía cuenta corriente a un máximo de 30 días, mientras que sus servicios se facturan a mes vencido y se cobran -con mucha suerte- 30 días después. “A esto se suma la escasa disponibilidad de líneas de crédito y las altas tasas de financiación”, cuestionan.
Capacitación especializada
Más allá de las inversiones programadas en lo edilicio y en los bienes de uso, los directivos de GyG consideran necesario seguir trabajando en la capacitación del personal y en la incorporación de nuevas tecnologías. “Creemos que el desarrollo de los recursos humanos, en primer lugar, y la mejora tecnológica, en segunda instancia, son vitales para el crecimiento de pequeñas y medianas empresas (PyMEs) como la nuestra”, aseveran.
“Desde GyG advierten que la inestabilidad cambiaria y el proceso inflacionario inciden seriamente sobre su relación con los proveedores y clientes, ya que los constantes aumentos en los insumos y bienes de capital son difíciles de trasladar a los precios”
Desde su perspectiva, ya se empezaba a vislumbrar una salida de la crisis que provocó el coronavirus en 2021, pero el primer año de la vida post-pandemia fue verdaderamente 2022. “Nuestra industria terminó de volver a la normalidad, o de acomodarse a la tan mentada ‘nueva normalidad’, que se parece bastante a la anterior. En este contexto, nos encontramos con bastantes ‘cuellos de botella’ que venían de años anteriores, y que quizás se potenciaron o se hicieron más visibles ante el aumento de la actividad, sobre todo en cuanto a la disponibilidad de unidades cero kilómetro para la compra y -en menor medida- de insumos y repuestos”, resumen.
Hacia fines de 2022, reconocen, mejoró la cuestión de los cero kilómetro, pero empeoró significativamente el acceso a algunos insumos y repuestos. “Un caso emblemático fue el tema cubiertas, que estuvo en boca de todos”, ejemplifican.
En definitiva, afirman, fue un año complejo, con una demanda fuerte, un margen acotado para satisfacerla y dificultades para conseguir nuevo personal capacitado. “A pesar de la coyuntura, tuvimos la suerte de cerrar un balance positivo, con un crecimiento sostenido que ante un mejor escenario podría haber sido mayor”, señalan.
Desarrollo sostenible
Como todo año electoral, 2023 será cambiante en materia económica, según la visión de los referentes de GyG. “La crisis no va a solucionarse mágicamente, pero debería desacelerarse con las posibles medidas que se puedan tomar en esa materia. La importancia coyuntural que Vaca Muerta tiene para nuestro país, reconocida por la mayoría de las fuerzas políticas en pugna, hará que no se tomen decisiones que pongan en peligro la actividad en la cuenca”, proyectan.
Será fundamental, continúan, que a través de un mayor acceso al financiamiento con líneas de crédito subsidiadas, beneficios impositivos y apoyo a las inversiones en capital se promueva el desarrollo sostenible de las PyMEs del sector. “Si bien no se encuentra totalmente desarrollada, hoy la sinergia entre las PyMEs está creciendo. Esto seguirá siendo así en tanto todos los actores podemos superar nuestras barreras de desconocimiento y desconfianza, las cuales se van achicando gracias a iniciativas como el Clúster Vaca Muerta y al accionar de las cámaras a nivel sectorial”, precisan.
Con respecto a las grandes compañías, sostienen, la sinergia luce un poco más compleja por la habitual diferencia de escala entre las partes. “Quizás falta el pequeño salto de sentarnos a conversar con los números sobre la mesa para conocer las necesidades específicas y apuntar nuestras inversiones hacia donde el mercado nos necesite. Lo que siempre está, y es de agradecer entre las PyMEs, son los programas de desarrollo de proveedores que tienen las productoras”, reivindican.
La entrada <strong>GyG ampliará su flota de vehículos en alquiler</strong> se publicó primero en EconoJournal.
, Redaccion EconoJournal
YPF, la petrolera controlada por el Estado nacional, tiene previsto emitir este año títulos de deuda por US$ 1500 millones para financiar su agresivo plan de inversiones. Así lo confirmaron a EconoJournal tres fuentes privadas sin contacto entre sí. Desde la compañía evitaron realizar comentarios ante la consulta de este medio.
La empresa que preside Pablo González, el mayor jugador de la industria de Oil&Gas, prevé invertir en 2023 unos 4.400 millones de dólares a fin de acelerar el desarrollo de petróleo en Vaca Muerta. De hecho, una de las metas que se fijó la empresa es empezar a exportar, por primera vez en más de 15 años, crudo desde el puerto de Bahía Blanca durante el segundo semestre del año.
YPF financia buena parte de su capex mediante la venta de combustibles en el mercado interno. Es una incógnita aún saber a qué acuerdo arribará con el gobierno para ir aumentando los precios en los surtidores una vez que se lance la campaña electoral. En especial porque el Ejecutivo no cumplió con el acuerdo anunciado en diciembre de autorizar subas del 4% mensual entre diciembre y marzo de este año.
Alejandro Lew, CFO de la empresa, había adelantado en la última llamada con inversores que probablemente la compañía aumentará su nivel de deuda ya que tomaría en 2023 más deuda que la que vence este año. En ese sentido, había asegurado que, en principio, la empresa priorizará la búsqueda de fondos en el mercado de capitales local, así como también a través de líneas financieras (principalmente líneas de trade) con bancos que trabajan con la empresa.
En esa clave, YPF anunció a principios de este mes el resultado de la colocación de las Obligaciones Negociables Clase XXI y Clase XXII por un monto total de US$ 300 millones. La iniciativa marcó el retorno de la firma al mercado de capitales luego de más de un año y medio de inactividad. En ese plazo, obtuvo la calificación máxima AAA para un emisor de deuda local.
De los US$ 1500 millones que buscará la empresa a lo largo de todo el año, buena parte de ese total se utilizará para cubrir los vencimientos de deuda actual, que ascenderán a unos US$ 950 millones en 2023. Según información publicada en la página web de la empresa, la deuda total de YPF ascendía a US$ 6.978 millones.
La entrada YPF buscará este año US$ 1500 millones en el mercado para financiar su plan de inversiones se publicó primero en EconoJournal.
, Nicolas Gandini
Para esta temporada, Gascón se ha fijado el objetivo principal de lanzar un producto que no se fabrica en el país y que sería clave para favorecer la sustitución de importaciones en la industria. “Es un proyecto que viene de hace tiempo y que responde a nuestra voluntad de apostar por la tecnología de punta para seguir manteniendo vigencia en el mercado. No obstante, la incertidumbre de este contexto dificulta la ejecución de esta clase de inversiones. La ventana de oportunidades de la que hoy se suele hablar es la misma de la que se viene hablando desde hace mucho, por lo que nuestra idea -si bien puede resultar demasiado conservadora o carente de oportunismo- es avanzar sobre las realidades concretas que se vayan produciendo y no con potenciales escenarios que resultan demasiado cambiantes”, explican directivos de la compañía.
El sector se caracteriza por tener cierto nivel de incertidumbre, advierten, por lo que todos los esfuerzos deberían estar centrados en morigerarla. “Entre las grandes empresas, sin embargo, cada segmento parece más preocupado por alcanzar sus propias metas que por analizar y coordinar una mejoraría en la productividad general. No se percibe un trabajo mancomunado entre las compañías y los proveedores para poder planificar a largo plazo”, cuestionan desde Gascón.
“Desde Gascón se cree que el año electoral no modificará sustancialmente el comportamiento del negocio. Si bien los impactos de la economía o de la política influyen sobre el sector petrolero, no lo hacen con tanta inmediatez”
Igualmente inquietante, opinan, es la incertidumbre que se verifica en el comercio exterior, lo que se traduce en un aumento de los costos internos y en la falta de materias primas. “Quienes las poseen, especulan. Y esas subas de los costos son difíciles de trasladar a los precios de ventas, lo que deriva en larguísimas negociaciones y en demora en las entregas. La complejidad para administrar estas variables, como así también los vaivenes de la política, la economía y la sociedad en general, hacen que la planificación quede relegada a segundo plano, para convertirse en un ‘día a día’ atendiendo las urgencias”, argumentan.
Es lógico, prosiguen, que las cuestiones políticas incidan en las decisiones de las empresas. “No obstante, el año electoral no será una cuestión de gran relevancia para modificar sustancialmente el comportamiento del negocio. El nuestro es un rubro que realiza movimientos relativamente lentos. Los impactos de la economía o de la política influyen sobre los eventos puntuales, pero no con tanta inmediatez”, aseguran.
“Los directivos de Gascón esperan tener una mejor temporada que la de 2022, cuyo balance fue negativo. Resultó, de hecho, el peor de los últimos cinco años para la firma. Si bien aumentaron las ventas, fue muy abrupto y arrollador el incremento de los costos”
Inflación arrolladora
Los ejes sobre los que trabajará este año Gascón, a decir de sus directivos, son la optimización de la producción para reducir los plazos de entrega, la mejora en la planificación para detectar necesidades y brindar respuestas rápidas y concretas, y el dinamismo con los usuarios para colaborar con la satisfacción de sus requerimientos. “Esperamos tener una mejor temporada que la de 2022, cuyo balance fue negativo. Se trató, para nosotros, del peor de los últimos cinco años. Si bien aumentaron las ventas, fue muy abrupto y arrollador el incremento de los costos. Se perdió mucho tiempo en negociaciones por la suba de los precios de venta sin encontrar soluciones y bajo fuerte presiones de los usuarios”, enumeran.
Según los representantes de la firma, la Argentina precisa políticas de Estado que cuenten con el aval de todos los sectores para que las empresas productoras vislumbren un horizonte a largo plazo. “Esas políticas deberían incluir a las proveedoras del sector, brindando sinceridad al ámbito externo y entendiendo que cuanta mayor movilidad de capitales y comercialización exista, mayor será también el crecimiento. Y en caso de que esto no sea posible, igualmente las reglas deberían ser claras y sostenidas en el tiempo para que cada una de las partes que comprenden la cadena de producción pueda planificar a largo plazo”, afirman.
Desde Gascón se cree necesario que se dé una sinergia entre todos los actores del sector, dejando de lado los intereses particulares para promover el crecimiento conjunto de todas las partes. “Con ese fin debe haber una gran participación de las cámaras y los sindicatos como coordinadores de un trabajo mancomunado que apunte al sinceramiento sectorial y al bien general de todos los actores”, concluyen.
La entrada <strong>Gascón pide reducir la incertidumbre del sector</strong> se publicó primero en EconoJournal.
, Redaccion EconoJournal
Como proveedora de soluciones de ingeniería para la industria petrolera, Jet Oil Technology confía en aprovechar las oportunidades del actual contexto para seguir transitando la senda del crecimiento. Aunque el año pasado no estuvo exento de dificultades, la compañía cumplió importantes objetivos en esa dirección.
Gracias a las inversiones ejecutadas en su planta operativa de San Rafael (Mendoza), Jet Oil incrementó los niveles de eficiencia en la fabricación de equipamiento y elevó significativamente la capacidad de ingeniería y tecnología. “Estas mejoras nos brindan un excelente posicionamiento para enfrentar los desafíos que seguramente traerá aparejados 2023 y para emprender con éxito nuestros planes de negocios”, avizoran desde la compañía.
“El actual formato de producción de petróleo a escala global requiere tecnologías más eficientes y amigables para el medio ambiente. El valor agregado de Jet OIl es ofrecer esto desde la Argentina para el mercado local y para Latinoamérica”
A lo largo de esta temporada, anticipan, la idea es continuar avanzando en el mercado de los servicios de torres, aportando un valor diferencial en materia de tecnología, ingeniería y eficiencia. “Queremos competir en este segmento tanto en la Argentina como a nivel regional. Vamos a trabajar en las sinergias necesarias para lograrlo”, proyectan.
En cuanto a las metas específicas a alcanzar en 2023, sobresale el inminente lanzamiento de un nuevo equipo de Light Work Over. “Dadas las características de eficiencia que el mismo posee, representará una muy buena novedad en este segmento. Entendemos que los servicios de pulling y work over deben ser cada vez más eficientes en virtud de las exigencias del mercado internacional”, explican.
El actual formato de producción de petróleo a escala global, profundizan los directivos de Jet Oil, también requiere tecnologías más amigables para el medio ambiente. “Nuestro gran valor agregado es ofrecer esto desde la Argentina para el mercado local y para Latinoamérica”, precisan.
Este año, además, la empresa concentrará importantes inversiones para dar un paso firme en la comercialización de servicios de torres en la región. “También estamos incorporando, en el área de servicios para el mercado argentino, una nueva solución de flush by con dos unidades que se adquirieron en 2022”, acotan.
Efecto multiplicador
El escenario vigente, a criterio de los representantes de Jet Oil Technology, luce sumamente desafiante en función de los altos márgenes de incertidumbre y el imparable crecimiento de la inflación. “La escalada inflacionaria es un mal que complica los planes de desarrollo y expansión de cualquier compañía, pero sobre todo en las pequeñas y medianas empresas (PyMEs), que suelen sufrir más las distorsiones en los precios y la rentabilidad, e incluso corren el riesgo de ver pulverizado su capital de trabajo”, indican.
Es evidente, apuntan, que el sector requiere servicios de calidad y que existen claras oportunidades para poder crecer. “El gran reto es, justamente, hacerlo en este ambiente tan complejo”, señalan.
Para potenciar a la actividad en el mediano y el largo plazo, afirman, sería deseable la aparición de mejores posibilidades financieras en términos de préstamos de activos y capital de trabajo para las PyMEs locales. “Otro punto importante pasaría por agilizar todo lo referente a los componentes importados. Si bien en nuestro caso sólo requerimos unos pocos insumos traídos del exterior, este aspecto suelen trabarnos y generarnos considerables demoras”, cuestionan.
Desde la óptica de Jet Oil, siempre parece posible lograr alianzas para optimizar la cadena de valor sectorial. “Hoy es un momento complicado, ya que los problemas del día a día de las grandes operadoras les ha hecho perder su eje estratégico. Se vuelve, por ende, bastante difícil tener charlas con ellas en este sentido”, sostienen.
Los compromisos de largo plazo que se generen en el rubro, exponen, abren la posibilidad de probar nuevas tecnologías y obtener mejores resultados, permitiendo un círculo virtuoso en materia de inversión, innovación y crecimiento. “Esto le conviene a todos, porque no hay dudas de que se necesita más energía. Si bien se puede cubrir esa exigencia de varias maneras, aprovechar a las PyMEs locales implica un efecto multiplicador en la economía que resulta superador en todos los sentidos”, finalizan.
“La escalada inflacionaria, según los directivos de Jet OIl, es un mal que complica los planes de desarrollo y expansión de cualquier compañía, pero sobre todo en las PyMEs, que suelen sufrir más las distorsiones en los precios y la rentabilidad”
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, Redaccion EconoJournal
Entró en vigor desde hoy hasta el 1 de Julio la prohibición decretada por el presidente de Rusia, Vladímir Putin, de exportar petróleo a destinatarios que se atengan al precio tope impuesto al crudo ruso por parte de los países del G7, la Unión Europea y Australia como sanción por la campaña militar rusa en Ucrania. El precio consensuado en Diciembre por los organismoses de US$ 60 el barril.
La disposición obliga a los exportadores rusos de crudo a rechazar los contratos con personas jurídicas o físicas extranjeras que contengan un mecanismo que fije, directa o indirectamente, un precio máximo en cualquiera de las etapas de los suministros hasta el comprador final.
El techo de precio se aplicará también a los derivados de crudo rusos desde el próximo día 5, aunque aún no se han precisado los parámetros de la medida.
Qatar Energy, TotalEnergies y ENI formaron un consorcio para la exploración en una zona con potenciales reservas de gas ubicado en aguas libanesas, que estuvieron disputadas con Israel hasta la firma de un acuerdo histórico el pasado octubre.
Tras la salida de la rusa Novatek, Qatar Energy adquirió el 30 % de los derechos de exploración en dos áreas marítimas frente a la costa libanesa, mientras que TotalEnergies y ENI conservan el 35 % cada una, informó en un comunicado la oficina de prensa del primer ministro del Líbano, Najib Mikati.
El consorcio anterior entre TotalEnergies, ENI y Novatek había cerrado con el Líbano en 2018 un acuerdo de exploración y producción para el Bloque 9 y otro para el Bloque 4, si bien la empresa euroasiática abandonó el grupo en septiembre.
Entonces, el proyecto estaba participado en un 60 % por la francesa y en un 40 % por la italiana.
Después de que el Líbano e Israel firmaran el pasado 27 de octubre un pacto para delimitar su divisoria marítima, TotalEnergies y ENI cerraron también un acuerdo marco con Israel para explorar en la parcela libanesa.
El Líbano tiene puestas grandes esperanzas en el hallazgo de gas frente a sus costas para ayudarle a salir de la grave crisis económica a la que se enfrenta desde 2019 y en cuyo marco se ha visto muy afectado el sector energético, sin apenas electricidad estatal.
“Estamos estudiando si hay un yacimiento parecido a Vaca Muerta en el norte de Santa Cruz”, indicó Alberto Fernández en el marco de las obras de expansión de la Central Térmica Ensenada. Por qué genera tanta expectativa la roca madre D-129 en el Golfo San Jorge. En el acto de inauguración de las obras de expansión de la Central Térmica Ensenada Barragán, en el partido bonaerense de Ensenada, el presidente Alberto Fernández se refirió a las expectativas que generan algunos yacimientos en la Patagonia, entre ellos el de la formación D-129 en la Cuenca del Golfo San Jorge. Acompañado por […]
La entrada El presidente y las expectativas por la “Vaca Muerta” de Santa Cruz se publicó primero en RunRún energético.
Sergio Massa habilitó el procedimiento para que las petroleras puedan exportar el 20% de la producción de petróleo y gas pagando 0% de retenciones. El gobierno aprobó el procedimiento para que las petroleras soliciten los beneficios económicos, impositivos y cambiarios del Decreto 929, una norma de 2013 que hasta septiembre pasado no se había cumplido, y que habilita a las compañías a exportar el 20% de la producción de crudo y gas sin retenciones y disponer libremente de las divisas generadas por esas ventas. De esta manera, desde la Secretaría de Energía se dio un paso más en la reactivación […]
La entrada Con requisitos, Sergio Massa libera a Vaca Muerta de retenciones se publicó primero en RunRún energético.
El senador nacional (UCR), disconforme con el reconocimiento legal a más de 21.000 hectáreas reclamadas por mapuches en el Sur de Mendoza, no deja de criticar la medida. Y además dice que en las imágenes de esas comunidades aparecen militantes peronistas. Alfredo Cornejo se ubicó como una de las voces más críticas frente al reconocimiento oficial que el Instituto Nacional de Asuntos Indígenas (INAI) hizo respecto a dos comunidades que reivindican la identidad mapuche y reclaman más de 21.000 hectáreas en Mendoza. Este martes, además, le aseguró a UNO que en los terrenos existen 21 pozos de petróleo activos. El […]
La entrada Alfredo Cornejo aseguró que en las tierras que les reconocieron a los mapuches hay 21 pozos de petróleo activos se publicó primero en RunRún energético.
La Administración de Punta Mogotes convoca a todos los interesados en participar en el segundo llamado a “contratación menor” para la adquisición de bienes a instalar en el “Parque Ambiental Punta Mogotes”, creado a través del convenio firmado entre este Ente y el Ministerio de Ambiente de la Provincia de Buenos Aires. Enmarcado en el programa “Parques Ambientales”, creado mediante resolución RESO-2022-109-GDEBA-MAMGP, dicho llamado tendrá un valor máximo total de PESOS SEIS MILLONES SETECIENTOS SETENTA Y OCHO MIL DOSCIENTOS DOS CON VEINTIUN CENTAVOS ($6.778.202,21). Los Pliegos de Bases y Condiciones Generales, Particulares y Especificaciones Técnicas serán entregados de manera gratuita […]
La entrada LA ADMINISTRACIÓN DE PUNTA MOGOTES HACE DOS LLAMADOS A LICITACIÓN se publicó primero en RunRún energético.
“Inversión PyME Federal” ofrece créditos para proyectos productivos por hasta 100 millones de pesos. Este programa posee una bonificación de hasta 30 puntos en la tasa de interés, más una bonificación de 5 puntos que aportará el Gobierno de Misiones. De esta manera las empresas acceden a una tasa nominal anual de 44%. Podrán postularse hasta el 31 de marzo aquellos proyectos que encuadren en la definición de Micro, Pequeñas y Medianas Empresas, de carácter industrial, agroindustrial o de servicios industriales con certificado vigente. Serán otorgados un cupo máximo de 20% a comercio y turismo y 20% para economías regionales. […]
La entrada El Banco Macro abrió la inscripción a los créditos en sucursales para pymes se publicó primero en RunRún energético.
La Justicia dio la razón a la fundación ambientalista CAUCE y mantiene suspendidas habilitaciones a empresas para sacar arena de la provincia para Vaca Muerta. El juez de Feria Hugo Gonzalez Elias ordenó al Estado suspender todos los trámites para obtener una autorización de emprendimientos de canteras y/o plantas de lavado de arenas silíceas en el Delta entrerriano, al hacer lugar a la medida de “prohibición de innovar” solicitada por la Fundación Cauce (Cultura Ambiental-Causa Ecologista). Se decidió este lunes en el marco de la acción de amparo de la Fundación contra el Gobierno de la Provincia y su alcance […]
La entrada Arenas Silíceas en Entre Ríos: Se ratificó la suspensión de extracción en el Delta se publicó primero en RunRún energético.
Thacker Pass en Nevada es la mayor fuente conocida de litio en los Estados Unidos GM recibirá acceso exclusivo a la producción de la Fase 1. El material obtenido de Lithium Americas ayudará a respaldar la elegibilidad de EV para incentivos al consumidor bajo los créditos fiscales de energía limpia de EE. UU. General Motors Co. (NYSE: GM) y Lithium Americas Corp. (TSX: LAC y NYSE: LAC) anunciaron hoy que invertirán conjuntamente para desarrollar la mina Thacker Pass en Nevada, que es la mayor fuente conocida de litio. en los Estados Unidos y el tercero más grande del mundo. Según […]
La entrada GM y Lithium Americas desarrollarán la producción de litio de origen estadounidense a través de un acuerdo de inversión y suministro de capital de $650 millones se publicó primero en RunRún energético.
En la carrera contra la inflación, los salarios apuntan a subas del 100% anual, según estimaciones. Cuáles son las perspectivas para el 2023 y las claves de los acuerdos de paritarias, en el marco del plan de medidas del Gobierno para que los trabajadores no pierdan poder adquisitivo. El primer mes del 2023 se encamina a cerrar con un promedio de aumentos salariales en torno de 100% anual en los acuerdos paritarios, acercándose a la inflación acumulada del año pasado, según señala un informe elaborado por la consultora Synopsis. Luego de 7 meses consecutivos de alza, el inicio del año […]
La entrada Gremios acuerdan en enero subas salariales de 100% anual se publicó primero en RunRún energético.
El 98.87% de los accionistas de Yamana aprobaron la venta a Panamerican Silver Corp., de modo que se aprobó la “operación propuesta” por el fundador de Yamana, Peter Marrone. Los accionistas de Yamana y Pan American aprobaron hoy la transacción propuesta de modo que se concretó la adquisición previamente anunciada de todas las acciones ordinarias emitidas por Yamana Gold Inc., incluyendo activos canadienses e intereses subsidiarios en Canadian Malartic Desde Toronto, Canadá Yamana Gold Inc. (TSX:YRI; NYSE:AUY; LSE:AUY) (“Yamana” o la “Compañía”) emitió esta tarde una comunicación corporativa en laque expresa que “se complace en anunciar que en una junta […]
La entrada El 98.87% de los accionistas de Yamana aprobaron la venta a Panamerican Silver Corp. se publicó primero en RunRún energético.
Con la capacidad de transporte disponible como principal limitante de la convocatoria, sólo se adjudicaron cuatro proyectos fotovoltaicos y uno eólico, repartidos entre las regiones Centro, Cuyo y NEA. Se tratan de cuatro proyectos fotovoltaicos (84,98 MW de capacidad) y otro eólico (5,02 MW), de los cuales los solares se reparten en igual cantidad entre la región de Cuyo y el Noreste Argentino (NEA), mientras que los aerogeneradores se conectarán en la zona Centro del país. Aconcagua Energía obtuvo prioridad de despacho por 5 MW de potencia, a través del mecanismo de desempate, para su central fotovoltaica del mismo nombre. […]
La entrada CAMMESA dio prioridad de despacho a 90 MW del MATER se publicó primero en RunRún energético.
La Secretaría de Energía de la Nación y el Banco de Inversión y Comercio Exterior (BICE) firmaron el convenio para implementar el Fondo para la Generación Distribuida de Energías Renovables (FODIS) y lanzaron una nueva línea de créditos para apalancar proyectos de GD en Argentina bajo la Ley N° 27424.
Tal como adelantó Energía Estratégica (ver nota), los créditos tendrán tasas preferenciales y estarán destinados para la compra de equipamiento y obras de instalación, con una bonificación de tasa de 18 puntos del FODIS.
“Se prevé que a partir de esta iniciativa, se puedan sumar 20 MW de nueva potencia de generación distribuida para el 2023. Esto significa más energía limpia y sustentable para el desarrollo de PyMes e industrias más eficientes y competitivas”, aseguraron desde la Sec. de Energía a través de sus redes sociales.
Pero más allá de este convenio que ayudará al desarrollo de proyectos renovables, desde la Coordinación de Generación Distribuida de la SE le confirmaron a este portal de noticias que también se trabaja en otras iniciativas para darle mayor fomento a esta alternativa sustentable.
Una de ellas es una reglamentación que brinde mayor especificidad sobre aerogeneradores de baja y media potencia en instalaciones que se enmarquen en la Ley N° 27424, considerando el potencial que tiene el país en dicho recurso renovable.
“Hay interés en ello. La idea es iniciar una consultoría, seguramente en el primer cuatrimestre del 2023 para tener un estudio específico, con un documento desarrollado para conocer cuáles son los requisitos, tanto eléctricos como mecánicos, y luego darle forma de normativa”, sostuvo Nicolás Biurrún, coordinador de generación distribuida en la Secretaría de Energía de la Nación.
“Está en camino, pero ya tenemos el visto bueno desde el presupuesto para abocar esos fondos a la investigación y tener un documento que oriente los parámetros principales que se utilizan en el mundo y que exista un anexo o una nueva disposición donde se brinde especificidad sobre qué pedir para la energía eólica en GD. Y también, a futuro, la idea es darle forma a la generación a través del biogás y de todas las tecnologías renovables”, detalló.
Asimismo, Biurrún aseguró que se trabaja en la actualización del Certificado de Crédito Fiscal, considerando que el último ajuste fue en julio del 2022 ($65 por cada watt instalado – tope de $4.500.000) y que la inflación anual del año pasado rondó el 97%.
“La actualización del CCF es necesaria. La solemos ajustar por la inflación y distintos factores, por lo que la idea es hacerlo a un valor cercano de acuerdo a la inflación. El tope también se modificará y ya está enviado a la órbita de disposición. Este año tendremos un nuevo número unitario distinto para CCF. Se verá cuándo sale, pero lo cierto es que la actualización ya está en camino”, explicó.
El presidente de Pampa Energía, Marcelo Mindlin, se refirió a la posibilidad de desarrollar de una planta de licuefacción de Gas Natural Licuado (LNG, por sus siglas en inglés) con el objetivo de aprovechar el gas de Vaca Muerta y generar saldos exportables. Lo hizo este lunes durante la reinauguración de la central térmica Ensenada Barragán, que amplió un 50% su capacidad de generación. En diálogo con periodistas que cubrieron el acto, el accionista de Pampa, que a su vez es co-controlante de TGS junto con el grupo Sielecki, señaló: “Junto a Transportadora Gas del Sur (TGS) tenemos como objetivo instalar una planta de licuefacción en el puerto de Bahía Blanca. La idea es lanzar la inversión en marzo, pero estamos esperando que salga la Ley que le dé un marco a estas inversiones que son a 30 años. Esto es imprescindible. Sin una ley que regule, la actividad se vuelve difícil”.
En esa misma línea, remarcó el compromiso de la compañía sobre el proyecto y sostuvo “estamos enfocados en el gas y en la planta de LNG». «Pampa y TGS, junto con otras compañías, van a seguir adelante con este proyecto”, afirmó. No obstante, remarcó que “la estabilidad de las reglas de juego es crucial”.
La Secretaría de Energía, que dirige Flavia Royón, ya elevó al ministro de Economía, Sergio Massa, el borrador final de un proyecto de Ley para promover el desarrollo de proyectos de LNG en el país. Sin embargo, como consecuencia del conflicto político que se generó entre el gobierno y la oposición por la decisión oficial de avanzar con el juicio a la Corte, la posibilidad de que la iniciativa se trate en el Congreso es totalmente incierta.
Mindlin recorre la central Ensenada Barragán junto con el presidente Alberto Fernández, la secretaria Royón y el titular de YPF.
Pese a eso, Mindlin destacó la importante de cumplir con los parámetros regulatorios que establece el Estado. Tomó como ejemplo, en ese sentido, otras iniciativas de la compañía y afirmó “el contrato de 2009 de la central térmica Ensenada Barragán se cumplió y gracias a eso pudimos inaugurar el ciclo combinado y elevar la capacidad de generación de la planta. Lo mismo ocurrió con los distintos Plan Gas, se cumplieron. Esto nos alienta a seguir invirtiendo”.
La idea de Pampa Energía y el Grupo Sielecki, accionistas de TGS, es impulsar la construcción de una planta modular de licuefacción. En un principio, habían pensado en un solo modulo, con una producción total de 4 millones de metros cúbicos (m3) diarios. Sin embargo, a fines del año pasado, se dio a conocer que están evaluando iniciar con un módulo y medio o dos, lo cual significaría procesar entre 6 y 8 millones de m3/día, tal como publicó este medio en diciembre pasado. Si bien Mindlin evitó precisar los detalles de inversión que requerirá la iniciativa, fuentes al tanto del proyecto señalaron el desembolso total rondará los US$ 1000 millones a fin de instalar una planta modular de licuefacción de gas con capacidad para procesar hasta 2 millones de toneladas anuales del producto.
Respecto a la construcción y a la puesta en marcha del gasoducto Néstor Kirchner, Mindlin manifestó “con Sacde estamos haciendo un esfuerzo enorme porque un gasoducto de esta dimensión se hace en dos años. Contratamos tecnología de punta para acelerar los tiempos”. En cuanto al plazo de finalización -el cual está pactado para el 20 de junio- indicó: “Creemos que se va a lograr. Somos optimistas. No importa si está listo para el 20 de junio o el 10 de julio, lo importante es que se trata del primer gasoducto troncal que se va a terminar, y hace 40 años que eso no pasa. Es el gasoducto que va a permitir desarrollar Vaca Muerta por los próximos 50 años”.
Asimismo, el ejecutivo de Pampa planteó: “Cuando encaramos negocios hay penalidades y, si no llegamos con el gasoducto para el 20 de junio, las vamos a cumplir”.
Mindlin también habló de la agenda de proyectos que tiene la compañía para 2023 y adelantó que están invirtiendo para poder participar del proceso licitatorio del segundo tramo del gasoducto Néstor Kirchner. “Sobre el financiamiento sabemos que hay un préstamo de la CAF (Cooperación Andina de Fomento), pero falta la parte de la obra civil”, precisó.
Por último, dio a conocer que para 2023 tienen como objetivo “triplicar la producción de gas de Vaca Muerta e inaugurar el cuarto parque eólico”.
La entrada LNG: Pampa espera la sanción de una Ley en el Congreso para iniciar un proyecto por US$ 1000 millones se publicó primero en EconoJournal.
, Loana Tejero
El gobernador de La Rioja, Ricardo Quintela, declaró caducas y revirtió a la provincia 23 zonas mineras “de interés”, según establece la Ley 10.608 que declara estratégico al litio y promueve una mayor participación estatal en su exploración y producción. Lo hizo a través del Decreto 63 publicado este miércoles en el Boletín Oficial. Quintela avanzó con la aplicación de la norma sólo 14 días después de reglamentarla y a un mes y medio de que la Legislatura provincial la apruebe. Son 23 zonas con permiso de cateo, prospección y exploración, no se trata de concesiones mineras.
Las zonas que revirtió La Rioja pasarán a investigación por parte de Energía y Minerales Sociedad del Estado (EMSE), la empresa provincial que quiere impulsar el gobierno de Quintela para que desarrolle proyectos de litio. Tal como publicó EconoJournal la semana pasada, fuentes provinciales aseguran que la gobernación quiere terminar con la especulación inmobiliaria y replicar en EMSE un modelo similar al que realiza Jemse en Jujuy, que tiene participaciones en los proyectos mineros de litio junto al sector privado.
La ley causó rechazo en las cámaras empresarias y en los gobernadores de Catamarca, Jujuy y Salta, donde se encuentran casi el 100% de los proyectos de litio del país, ya que La Rioja por ahora cuenta con muy pocos desarrollos de exploración.
Quintela revirtió las 23 zonas mineras a través del decreto 63, donde en el primer artículo establece “zonas de interés para la prospección, exploración, explotación, industrialización del litio, sus derivados y el agregado de valor a los productos obtenidos”, como permite la Ley 10.608.
En segundo artículo, el decreto de señala que “los permisos de cateo, prospección y exploración que se hubiesen otorgado por la autoridad minera en las zonas de interés quedarán caducos por efecto de lo dispuesto en la Ley 10.608”.
La entrada <strong>Bajo el paraguas de la nueva Ley, La Rioja revirtió 23 permisos de exploración de litio</strong> se publicó primero en EconoJournal.
, Roberto Bellato
Tras la reciente aprobación de la Ley de Almacenamiento y Electromovilidad en Chile, el Ministerio de Energía del país trabaja en las modificaciones reglamentarias necesarias para implementar dicha tecnología en el sector energético.
Innovaciones que abarcan una participación amplia en distintos rubros, desde el mercado de energía, el de potencia y el de los Pequeños Medios de Generación Distribuida, donde se ven ciertos espacios de mejora.
Ricardo Gálvez, jefe de la Unidad de Monitoreo y Regulación del Mercado del Ministerio de Energía, reconoció que la regulación de los sistemas de almacenamiento no parte necesariamente con la ley aprobada recientemente, dado que los mismos ya están definidos desde la Ley de Transmisión N° 20936/2016.
“Lo primero es actualizar ciertos reglamentos y otros asociados a la ley. Pero no será el del almacenamiento, sino que serán modificaciones a otras regulaciones y guías actuales que permiten la implementación de la ley”, sostuvo durante un webinar.
“Se realizarán cambios al reglamento de coordinación de la operación (DC 125), al de potencia para la cual ya se mostró la propuesta de cómo se está implementando la ley de almacenamiento en ese reglamento. Y por supuesto, el de PMGD y net-billing probablemente también tengan modificaciones”, agregó.
Por otro lado, el especialista adelantó que se evidencian dudas por parte de los inversionistas con respecto a la operación de las tecnologías del storage y, por lo tanto, se requieren mayores certezas y mejores regulaciones con las que se avanzará a lo largo de este año.
Y entre los temas más críticos que detectaron se destaca la imposibilidad de realizar retiros en el Sistema Eléctrico Nacional (SEN), a la que se ve observa una “restricción” que en su momento sí tenía tenía “cierta justificación”, pero que hoy no habría por qué mantenerla.
“Por ejemplo, una central eólica que justo un día no cuenta con recurso eólico suficiente para generar, hoy no podría hacer retiros del SEN para cargar ese el almacenamiento, sino que debe esperar que, de alguna forma, llegue el viento de nuevo para generar. Por lo que creemos que ello puede disminuir las posibilidades de operación de las baterías y, por lo tanto, en términos de la evaluación económica, será un problema. Por ende, es necesario modificarla rápidamente”, aseguró Ricardo Gálvez.
El segundo cambio relevante está asociado a cómo se operan ese tipo de sistemas y los despachan el Coordinador Eléctrico Nacional (CEN), considerando la iteración entre los propietarios y dicha entidad, que podría generar incertezas para los proyectos,
“La idea es poder no considerar el proceso iterativo y que los propietarios de sistemas de almacenamiento directamente informen las horas y montos donde realizarán retiros del sistema y que se despache en función de eso. Y ambos cambios se harán al reglamento de coordinación de la operación”, complementó el especialista durante el webinar.
Mientra que por el lado del reglamento de potencia, se prevé generar un período de tiempo de 10 años en los cuales la remuneración por potencia sea “estable en términos de la capacidad que se reconoce”, como un valor fijo.
Y según dio a conocer el jefe de la Unidad de Monitoreo y Regulación del Mercado del Ministerio de Energía, “sobre 5 horas serán remunerados en 100% respecto de su capacidad de generación en el mercado de potencia”.
El año 2023 inició con buenas noticias para los profesionales de las energías renovables que buscan nuevas oportunidades de empleo en México.
Durante el mes de enero, se abrieron más de 50 convocatorias en la red social profesional LinkedIn vinculadas a este sector.
El perfil de profesionales que se busca es variado. Incluye desde ejecutivos de primera línea, consultores, desarrolladores, vendedores y hasta dibujantes.
Entre las principales empresas que publicaron vacantes destacamos las propuestas de Edison Energy, ENGIE, Hitachi Energy, Siemens Gamesa, S&P Global y Zuma Energía.
La lista es extensa y puede consultarse al pie de esta publicación. Aún hay tiempo de aplicar.
Más de 2400 usuarios ya completaron los requerimientos que fueron publicados directamente por las empresas que ofrecen el puesto o por reclutadores independientes, empresas de recursos humanos, marketing y más.
Si bien una gran mayoría de las convocatorias es para trabajos en Ciudad de México, no todas proponen modalidad presencial, algunas contemplan trabajo en remoto y también hay alternativas en Baja California, Jalisco, Morelia, Puebla, Tampico, Querétaro y más.
Empresa
Cargo
Ubicación
Modalidad
Solicitud – In
Solicitantes
ABA Finance
Sales Manager
Tijuana, Baja California
Presencial
Postular
+1
ABCSolar
Agente de Ventas
Área metropolitana de Querétaro
Híbrido
Postular
+1
ABCSolar
Agente de Ventas
Toluca de Lerdo, México
Presencial
Postular
+1
Aspiria
Ejecutivo solar
Guadalajara, Jalisco
Presencial
Postular
+1
AVgroup Sarl
Ejecutivo de ventas corporativo
Ciudad de México
Híbrido
Postular
+1
Bright Inc
Sales Energy Consultant
Morelia, Michoacán de Ocampo
–
Postular
+1
Cubico Sustainable Investments
Solar Energy Analyst
Ciudad de México
Híbrido
Postular
+50
CL Global Group
Técnico para construcción (EUA)
Guadalajara, Jalisco
Presencial
Postular
+25
Ecoplexus Inc.
Senior Analyst (FP&A)
México
En remoto
Postular
+100
Edison Energy
Manager, Distributed Clean Energy Advisory
Ciudad de México
En remoto
Postular
+100
Edison Energy
Senior Energy Supply Advisor
Ciudad de México
En remoto
Postular
+100
ENGIE
Gerente comercial
Área metropolitana de Tampico
Presencial
Postular
+50
ENGIE
Integration & Process Management Sr Manager
Ciudad de México
Híbrido
Postular
+50
ENGIE
Jefe de Calidad
Ciudad de México
Presencial
Postular
+50
ENGIE
Jefe de mantenimiento
Área metropolitana de Tampico
Híbrido
Postular
+50
ENGIE
Jefe de operación y mantenimiento
Área metropolitana de Tampico
Presencial
Postular
+25
ENGIE
Supervisor Ambiental Networks
Puebla, Puebla
Presencial
Postular
+100
ENGIE
Supervisor de Operaciones
Área metropolitana de Tampico
Híbrido
Postular
+50
ENGIE
Supervisor de Ventas
Área metropolitana de Tampico
Presencial
Postular
+10
ENGIE México
Governance and Intelligence Manager
Miguel Hidalgo, Ciudad de México
Presencial
Postular
+25
Epson America Inc.
Regional Mgr., Environmental & Regulatory
Ciudad de México, Ciudad de México
Presencial
Postular
+50
ERM
Corporate Sustainability Principal Consultant (Mid-Senior Level)
Ciudad de México
Híbrido
Postular
+100
ERM
Environmental Consultant (Entry Level)
Ciudad de México
Presencial
Postular
+200
Flex
Production Manager
Guadalajara, Jalisco
Presencial
Postular
+50
GEOTER Renovables de México
Vendedor Senior
Área metropolitana de Aguascalientes
Híbrido
Postular
+1
GRUPO DESMEX
Ejecutivo de Ventas Tecnologías Ambientales
León, Guanajuato
Presencial
Postular
+10
Hitachi Energy
Account Manager – Mexico City
Ciudad de México
Presencial
Postular
+25
Hubbell Incorporated
Customer Service Specialist II
San Blas Otzacatipan
Presencial
Postular
+25
Hubbell Incorporated
Sales Representative II
San Blas Otzacatipan
Presencial
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+10
IFC – International Finance Corporation
Associate Investment Officer
Ciudad de México
Contrato por obra
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Johnson Controls
Electronic Security Project Development Engineer
San Pedro Garza García, Nuevo León
Presencial
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Johnson Controls
Electronic Security Project Development Engineer II
San Pedro Garza García, Nuevo León
Presencial
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LESSO New Energy
Country Sales Director
México
–
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Metalsa
Environmental Manager
Monterrey, Nuevo León
Híbrido
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PepsiCo
Safety & Sustainability MOVE HSE Manager
San Nicolás de los Garza, Nuevo León
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PH – join.com para AVG Group Sarl
Ejecutivo de ventas para AVGroup Sarl
Ciudad de México
Presencial
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0
RH – MKT Bewonder*
Regional Energy and Sustainability Manager
Ciudad de México
Presencial
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RH – Hitch
Project Manager Clean Energy
Ciudad de México
Híbrido
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Schaeffler
Specialist – Sustainability
Puebla, México
Presencial
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SEYSES
Dibujante
Puebla, México
Presencial
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+10
Siemens Gamesa
Head of SP&S P Americas
Ciudad de México
Presencial
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Siemens Gamesa
Leading Engineer Operation Control (f/m/x)
Pachuca de Soto, Hidalgo
Presencial
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Siemens Gamesa
Senior Payroll Specialist (f/m/x)
Pachuca de Soto, Hidalgo
Presencial
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+1
Siemens Gamesa
Service Portfolio Manager
Ciudad de México
Presencial
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Soels Company
Ingeniero en Electricidad o Energías renovables
Pachuca de Soto y alrededores
Presencial
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Solar Quote
Sales Consultant
México
En remoto
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SolarVer Paneles Solares Veracruz
Empleado en prácticas
Veracruz de Ignacio de la Llave, México
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S&P Global
Associate Director, Emissions and Energy Transition
Ciudad de México
Presencial
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S&P Global
Senior Consultant, Power Market Modeling, North America
Ciudad de México
Presencial
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Taylor Hopkinson
Structured Finance and M&A – Mexico
Ciudad de México
Presencial
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Wood
Principal Renewable Energy Consultant – Electrical
Nayarit, México
–
Ya no se aceptan solicitudes
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Zuma Energía
Operador de central eléctrica
Área metropolitana de Ciudad de México
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Stakeholders se reunieron ayer en Puerto Rico para continuar el tratamiento del estudio para la resiliencia de la red eléctrica de Puerto Rico y su transición a energías 100 % renovables (PR100).
Allí, referentes del sector público y privado coincidieron en que este mercado cuenta con el potencial para generar suficiente energía renovable para satisfacer la demanda total hasta 2050.
Entre ellos, Carlos Alberto Velázquez López, director de Programas para Puerto Rico del Interstate Renewable Energy Council (IREC), consideró que, aunando los esfuerzos necesarios, se podría acelerar la incorporación de estas fuentes de generación antes de la meta prefijada.
“Podemos hacer que Puerto Rico logre el 100% de energías renovables en 15 años”, declaró Carlos Velázquez en conversación con Energía Estratégica.
Siguiendo su análisis, el referente de IREC consideró que la autosuficiencia energética se podría lograr rápidamente combinando los esfuerzos que actualmente se realizan para la masificación de generación distribuida y proyectos de generación utility scale, junto con sistemas de microrredes y almacenamiento energético en sectores estratégicos del archipiélago puertorriqueño.
“Sumar instalaciones en sectores vulnerables nos permitirá lograr resiliencia y ayudar a recuperar la energía con la mayor brevedad posible después de un disturbio.
El momento de iniciar es ahora. Concluirlo en 27 años es mucho. 15 años es lo correcto”, sostuvo.
¿Cuáles serían los retos? Para lograr aquello, el mercado debería resolver dos grandes problemáticas desde la perspectiva del referente del IREC.
Por un lado, sería preciso fortalecer la red de transmisión y distribución, no sólo para recibir una mayor capacidad de energías renovables variables en el sistema, sino también para estar preparada para hacer frente a próximas temporadas de tormentas tropicales y huracanes que podrían azotar a las islas de Puerto Rico.
“El reto principal en estos momentos ciertamente es fortalecer la red eléctrica. Eso se puede tratar de dos maneras. Número uno, con proyectos de almacenamiento distribuidos en el archipiélago puertorriqueño, cercanos a subestaciones que lo necesiten porque estén experimentando una alta penetración de sistemas renovables variables. Y segundo, que se siga – de manera agresiva y acelerada – fomentando la instalación de sistemas distribuidos en los techos de los hogares con almacenamiento”, consideró.
Por otro lado, Velázquez alertó la necesidad de regularizar las deudas de la Autoridad de Energía Eléctrica (AEE) para garantizar no sólo una continuidad en la cadena de pagos a generadoras sino también para brindar mayor certeza a próximos inversionistas.
“La AEE es una autoridad quebrada desde la perspectiva financiera. Por ende, si se busca el éxito en los planes de 100% de energías renovables, todos los escenarios que se están desarrollando muy bien intencionadamente deben contemplar cómo se va a resolver el problema de la deuda de 11,000 millones de dólares acumulados y cómo se va a resolver el problema de quiebra. Esto dará mayor seguridad al mercado y evitaremos que exista una excusa de demoras o cancelación del plan por falta de dinero”.
El área de energías renovables de DOMINION expandirá su actividad en Ecuador con el desarrollo de un proyecto solar fotovoltaico de 60MW nominales.
Se trata de uno de los proyectos adjudicados por el Gobierno del país con un precio de 66,98 USD/MWh, el más alto de la subasta.
DOMINION, que creó su área de energías renovables en el año 2016, se ha convertido en uno de los generadores energéticos privados de referencia en Latinoamérica, contando con proyectos de energía solar, eólica y biomasa en Argentina, México y República Dominicana, además de una importante cartera de proyectos en desarrollo en toda la zona.
Para Roberto Tobillas, director general de DOMINION y director del área de energías renovables, la compañía se ha consolidado como “un partner fiable capaz de desempeñar un papel de liderazgo en la transición energética sostenible que está viviendo la región”.
Aunque actualmente DOMINION ya gestiona la operación y mantenimiento de una planta de 3,5MW en Ecuador, es la primera vez que la compañía lleva a cabo un proyecto de este tamaño de forma integral en el país.
La compañía cuenta con un “modelo 360” que le permite gestionar todas las fases de la cadena de valor de los proyectos de generación energética.
Desde la selección de emplazamientos, desarrollo y tramitación, ingeniería, compras y construcción hasta la operación y mantenimiento y -gracias a su asociada BAS Projects Corporation-, la titularidad de los activos y explotación a largo plazo.
El proyecto se engloba en el Bloque de Energías Renovables No Convencionales (ERNC I)
El Ministerio de Energía y Minas (MEM) de Ecuador ha adjudicado la totalidad de ofertas en la licitación del Bloque de Energías Renovables No Convencional (ERNC I) por un total de 500 MW.
Las diez compañías adjudicatarias pondrán en marcha 6 proyectos solares fotovoltaicos, 3 hidroeléctricos y 1 eólico.
Estos proyectos estarán ubicados en diferentes áreas geográficas del Ecuador y permitirán cubrir el crecimiento de la demanda eléctrica.
El objetivo del Gobierno es aumentar el peso de las renovables del 3% al 15% en la generación energética del país en los próximos años.
“Pues este Presidente ha decidido no delegar sus funciones en las Comisiones de regulación de servicios públicos, al menos por un tiempo. Entonces voy a asumir el control de las políticas generales de administración de los servicios públicos de Colombia directa y personalmente, en función de lo que la misma ley dice”, advirtió la semana pasada el presidente Gustavo Petro.
Y anticipó que velará por “el interés general y el del usuario, que se ha puesto es al revés en los últimos años de Colombia”.
¿Es legal?
“Sí, es legal. El artículo 68 de la Ley 142 de 1994 establece lo siguiente: «Delegación de funciones presidenciales a las Comisiones. El Presidente de la República señalará las políticas generales de administración y control de eficiencia de los servicios públicos domiciliarios, que le encomienda el artículo 370 de la Constitución Política, y de los demás a los que se refiere esta Ley, por medio de las comisiones de regulación de los servicios públicos, si decide delegarlas, en los términos de esta Ley”, comenta Hemberth Suárez Lozano, Socio fundador de OGE Legal Services.
Y agrega: “Las normas de esta Ley que se refieren a las comisiones de regulación se aplicarán si el Presidente resuelve delegar la función aludida; en caso contrario, el Presidente ejercerá las funciones que aquí se atribuyen a las comisiones”.
¿Cómo se ejecutaría?
“En la actualidad las funciones de regulación están asignadas a la CREG, para asumir esas funciones por parte del Presidente se debe expedir una norma. Puede ser un Decreto si lo único que se quiere es regular. O, puede ser una Ley si lo que se quiere es ir más allá de regular. Por tiempos lo más pronto sería un Decreto”, explica Suárez Lozano.
Sin dudas, esta medida redundaría en la reducción en las tarifas de energía. “Ha sido un aspecto álgido en el nuevo Gobierno. En las palabras del Presidente «Primero el interés general y el del usuario», esto hace suponer que la reducción en las tarifas sería prioridad en la agenda regulatoria del Presidente Gustavo Petro”, señala el abogado especialista.
¿Qué tener en cuenta?
Desde el punto de vista técnico, “la función regulatoria debe preservar el fundamento técnico”, indica Suárez Lozano.
Desde las inversiones, debe contemplarse la suficiencia financiera de las empresas.
“Las fórmulas de las tarifas deben garantizar la recuperación de los costos y gastos propios de operación, incluyendo la expansión, la reposición y el mantenimiento; deben permitir la remuneración del patrimonio de los accionistas más una utilidad”, observa el Socio fundador de OGE Legal Services.
Este marco, según Suárez Lozano, abre un manto de incertidumbre sobre lo que puede ocasionar la intervención en la suspensión de decisiones de inversión, sostenimiento y expansión. La suspensión o cuan a largo plazo impacta la adecuada prestación de los servicios públicos.
Este aspecto se fundamenta en que las inversiones en los servicios públicos son a largo plazo y está garantizada su recuperación, esto permite la sostenibilidad de las empresas prestadoras. Se requieren de entornos estables para la sostenibilidad.
¿Podrían iniciarse acciones legales?
“La norma que se expida para reasumir las funciones de regulación es susceptible de control ante la Corte Constitucional”, observa Suárez Lozano.
Genneia generó durante el 2022 el 20% de la energía renovable eólica y solar en Argentina. De este modo, se posiciona una vez más como la empresa líder en el sector manteniendo, además, su ubicación entre las 15 empresas generadoras de energías limpias de Sudamérica.
De acuerdo con los datos aportados por CAMMESA, Genneia generó un total de 3.424.595 MWh correspondiente a energía solar y eólica, que equivalen al consumo de aproximadamente 900.000 hogares, provenientes de sus 7 parques eólicos y un parque solar. Es así como la compañía continúa reafirmando su rol activo en la generación de energías limpias evitando la emisión de más de 1.500.000 toneladas de dióxido de carbono a la atmósfera.
Marzo fue el mes con mayor generación, con un registro total de 313.993 MWh y el Parque Eólico Madryn, el parque más grande de Argentina, fue el centro operativo de Genneia con mayor registro en el año, al alcanzar 951.571 MWh de energía limpia. De este modo, Genneia continúa posicionándose como líder en el mercado renovable alcanzando el 17% del total de la capacidad instalada, conformado por un 23% de la generación de energía eólica y el 7,5% de energía solar.
“Estamos orgullosos del trabajo realizado por el equipo de Genneia a lo largo de la última década, manteniendo el liderazgo de la industria y nuestro fuerte compromiso en la lucha contra el cambio climático y la promoción de la transición energética”, expresó Gustavo Castagnino, Director de Asuntos Corporativos, Regulatorios y Sustentabilidad|ESG de Genneia.
“Continuaremos trabajando para sumar valor y potenciar nuestras buenas prácticas para que Genneia siga siendo la compañía referente de las energías sustentables en nuestro país y en la emisión de instrumentos verdes, como bonos de carbono, I-RECs y bonos verdes”, concluyó.
Con el propósito de mantener su vocación de liderazgo, la compañía está próxima a inaugurar su segundo centro de generación fotovoltaico, el Parque Solar Sierras de Ullum (80MW) y alcanzará una potencia instalada de 944MW de capacidad instalada renovable. Asimismo, recientemente anunció inversiones por 260 millones de dólares para la construcción del Parque Eólico La Elbita (140MW) en Tandil, Buenos Aires, y el Parque Solar Tocota III (60MW), en San Juan. De esta manera, la compañía superará 1GW de capacidad instalada, un hito nunca antes alcanzado en el país.
La compañía ha invertido más de 1.200 millones de dólares en proyectos renovables en los últimos 5 años y continúa sumando proyectos para acompañar a más organizaciones en el camino hacia la sostenibilidad, apostando al demandante crecimiento del mercado corporativo.
El documento señala que la demanda residencial creció 3,09%, la no residencial menor a 300 kW subió 6,10% y la no residencial igual o mayor a 300 kW incrementó 6,78%.
El único segmento que registró una caída en el consumo fue el de grandes usuarios del MEM con una baja de 1,77%. En CABA y Gran Buenos Aires, donde se concentra la mayor participación en el total de energía consumida en el país, la demanda se amplió en un 2,29%.
El mes con mayor crecimiento interanual de consumo fue enero, ya que alcanzó un 10,68% más respecto al mismo mes de 2021. El descenso más notorio fue durante octubre, con una caída relativa de 3,20%.
Las provincias con mayor aumento de demanda de energía eléctrica durante 2022 fueron San Juan, Catamarca y San Luis, todas con una suba superior al 7,5%, mientras que los menores niveles se detectaron en Santa Cruz, Mendoza y Chubut.
En el siguiente gráfico se observa la proporción que corresponde a cada región, en relación al total de la demanda del país:
El reporte completo se puede consultar en la sección de Informes técnicos de la web de Adeera.
El informe anual 2022
Hasta el 8 de febrero inclusive se desarrollará la Consulta Pública web que el Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible de la Nación lanzó a partir de la plataforma https://consultapublica.argentina.gob.ar/ para la participación ciudadana respecto del Proyecto Fénix, de desarrollo de hidrocarburos offshore en la Cuenca Marina Austral, en Tierra del Fuego.
Se trata de un nuevo proyecto a cargo de la UTE conformada por Total Austral, Pan American Energy y Wintershall DEA, en el cual se calcula invertir unos 700 millones de dólares.
Cabe referir que los desarrollos actuales de Total Austral junto a sus socios Pan American Sur y Wintershall en CMA-1 son estratégicos para el país y para la provincia de Tierra del Fuego, Antártida e Islas del Atlántico Sur, en tanto que proveen aproximadamente 19 millones de metros cúbicos diarios de gas al mercado argentino (aproximadamente el 18 % del gas nacional) y representan el 73 % de la producción de gas y el 41 % de la producción de petróleo de la provincia.
Por otra parte, los hidrocarburos son el producto más exportado de la provincia (44 % de sus ventas al exterior en 2021), además de ser la única fuente actual de generación de electricidad de red.
Fénix es un proyecto de gran importancia para el desarrollo local y nacional, que le permitirá al país desde inicios de 2025 incrementar la disponibilidad de gas, al contar con 10 millones de metros cúbicos diarios (que representan aproximadamente el 8 % de la producción actual del país) y reducir las importaciones de LNG y gas natural en casi 2.000 millones de dólares anuales.
El documento de divulgación del proyecto puede consultarse en la página web dedicada https://totalenergies.com.ar/es/proyecto-fenix.
Para participar de la consulta pública el interesado debe registrarse en la plataforma, ya sea a través de su usuario de miargentina o generando un usuario a tal fin.
Buscar en la página web del Ministerio la consulta correspondiente al proyecto: Votar a favor o en contra de las consignas en cada uno de los ejes presentados:
Participar en el foro de debate, ya sea a través de comentarios o de pulgar arriba/ abajo en los comentarios de otros usuarios.
Una vez concluída esta etapa el Ministerio de Ambiente elaborará un informe y avanzará en la convocatoria de una Audiencia Pública.
El consumo de energía eléctrica a nivel nacional aumentó 3,57 por ciento en 2022 respecto a 2021, de acuerdo con un informe anual de demanda que elabora la Asociación de Distribuidores de Energía Eléctrica de la República Argentina (Adeera).
El documento señala que la demanda residencial creció 3,09 %, la no residencial menor a 300 kW subió 6,10 % y la no residencial igual o mayor a 300 kW se incrementó 6,78 %. El único segmento que registró una caída en el consumo fue el de grandes usuarios del MEM, con una baja de 1,77 por ciento interanual.
En CABA y el Gran Buenos Aires, donde se concentra la mayor participación en el total de energía consumida en el país, la demanda se amplió 2,29 por ciento. El mes con mayor crecimiento interanual de consumo fue enero, ya que subió 10,68 % respecto al mismo mes de 2021.
El descenso más notorio del consumo eléctrico fue en octubre, con una caída relativa de 3,20 por ciento.
Las provincias con mayor aumento de la demanda de energía eléctrica durante el 2022 fueron San Juan, Catamarca y San Luis, todas con una suba superior al 7,5 por ciento i.a., mientras que los menores niveles se detectaron en Santa Cruz, Mendoza y Chubut.
En un detalle de la demanda anual de energía eléctrica por regiones del país, el AMBA registró el 38,89 por ciento del total; el Litoral 12,67 %; la provincia de Buenos Aires el 12 por ciento; la región Centro el 9,61%; Cuyo 8,47%; el NOA 8,04 %; el NEA 5,36%; el Comahue 2,84%, y la Patagonia el 2,12 por ciento del total.
La ADEERA está conformada por 50 distribuidoras de energía eléctrica de origen público, privado y cooperativo. En conjunto brindan servicio a 14,5 millones de clientes en todo el país. Operan 450.000 km de redes, emplean a 60.000 personas de manera directa y distribuyen más de 120.000 GWh al año, que representa el 98% del total de la energía eléctrica que se consume en nuestro territorio.
El consumo de energía eléctrica a nivel nacional aumentó 3,57% respecto a 2021, tal como indica el informe anual de demanda que elabora la Asociación de Distribuidores de Energía Eléctrica de la República Argentina (Adeera).
La demanda residencial creció 3,09%, la no residencial menor a 300 kilowatts (kW) subió 6,10% y la no residencial igual o mayor a 300 kW incrementó 6,78%. Mientras que, el único segmento que registró una caída en el consumo fue el de grandes usuarios del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) con una baja de 1,77 por ciento.
En la Ciudad Autónoma de Buenos Aires y Gran Buenos Aires, que es donde se concentra la mayor participación en el total de energía consumida en el país, la demanda se amplió en un 2,29 %. El consumo representó el 38,89% del total.
En enero se registró el mayor crecimiento interanual de consumo, debido a las altas temperaturas. Durante ese mes, se alcanzó un 10,68% más respecto al mismo periodo de 2021. A su vez, el descenso más notorio fue durante octubre, con una caída relativa de 3,20 por ciento.
Las provincias con mayor aumento de demanda de energía eléctrica durante el año pasado fueron San Juan, Catamarca y San Luis, que presentaron una suba superior al 7,5%. En cambio, los menores niveles se registraron en Santa Cruz, Mendoza y Chubut.
Respecto a la participación en la demanda de cada provincia, luego de la Ciudad de Buenos Aires y la Gran Buenos Aires, se ubicó la provincia de Buenos Aires con el 12,29%, Santa Fe con el 9,71% y Córdoba con el 7,88 por ciento.
La entrada <strong>El consumo de energía eléctrica creció un 3,57% en 2022</strong> se publicó primero en EconoJournal.
, Loana Tejero
La Dirección de Energías Renovables, dependiente de la Secretaría de Energía, tendría una nueva funcionaria a cargo. Se trata de Florencia Terán, una funcionaria de la provincia de Tucumán de confianza del jefe de Gabinete, Juan Manzur, y también del subsecretario de Energía Eléctrica, Santiago Yanotti. Reemplazaría en el cargo a Gabriela Rijter, quien renunció a su cargo el 1° de enero por motivos personales.
Según fuentes consultadas por EconoJournal, Terán sería nombrada en breve. “Se está tramitando”, afirmó una fuente del gobierno. La Dirección de Energías Renovables depende de la Subsecretaría de Energía Eléctrica. Por su parte, Rijter pasó a ser Asesora de Relaciones Internacionales y Transición Energética de la misma cartera energética.
Terán es abogada y forma parte del Movimiento Arraigo, un espacio técnico-político del Partido Justicialista e integrante del Frente de Todos. Además, es hija de Sisto Terán Nougués, ex vicegobernador de la provincia en la gestión peronista de Julio Miranda (1999 – 2003).
En septiembre de 2021, Florencia Terán también sonó como reemplazo de Macarena Sánchez al frente del Instituto Nacional de Juventudes, un organismo que funciona bajo la órbita de la Jefatura de Gabinete.
La entrada Una funcionaria de Tucumán asumiría como directora de Energías Renovables se publicó primero en EconoJournal.
, Roberto Bellato
Dedicada al diseño, el desarrollo y la fabricación de aditivos para fluidos de perforación y workover (P&Wo), productos para perforaciones mineras y perforaciones horizontales dirigidas (HDD), Maref también se especializa en la prestación de servicios de provisión e inyección de fluidos, y en la asistencia técnica de operaciones.
Frente a ciertas dificultades que ofrece el actual escenario petrolero en la Argentina, signado por la falta de insumos y materias primas, el gran desafío que tiene por delante la firma pasa por aprovechar al máximo su planta operativa para abastecer la demanda de la industria nacional. “Estamos enfocados en la fabricación de nuestros productos, incorporando herramientas y sistemas que nos permitan aumentar la oferta”, señalan desde Maref.
“De acuerdo con los directivos de Maref, está todo dado para combinar los esfuerzos de las grandes compañías, por un lado, y de las PyMEs, por otro, en beneficio del desempeño sectorial”
Si bien en la empresa son bastante optimistas con respecto al desenvolvimiento de la actividad, no descartan demoras en algunos contratos. “Habrá un margen de incertidumbre en relación con las políticas económicas hasta que se defina el resultado de las próximas elecciones. No obstante, al estar en el corazón de Vaca Muerta, esperamos una continuidad en el rumbo planteado hasta ahora”, anticipan.
Como todos los años, indican, la idea de la organización es trabajar en un ambiente seguro, proporcionando los recursos necesarios para lograrlo, y mantener los estándares de calidad requeridos por los clientes, siguiendo todas las normas vigentes. “En cuanto a nuestros planes de inversión, estamos instalando nuevas plantas para duplicar la fabricación de algunos productos, cuya demanda se vio aumentada por las restricciones a la importación a fines del año pasado”, puntualizan.
Según los directivos de Maref, está todo dado para combinar los esfuerzos de las grandes compañías, por un lado, y de las pequeñas y medianas empresas (PyMEs), por otro, en beneficio del desempeño sectorial. “Venimos desarrollando productos en conjunto con otras firmas, utilizando todo el equipamiento disponible para aprovechar al 100% las capacidades de producción. Esto favorece sobremanera el abastecimiento de la demanda local y los posibles pedidos de clientes que tienen operaciones en el exterior”, destacan.
Resulta clave, acotan, trabajar articuladamente en aras de un objetivo común. “Así, las compañías de servicios y las proveedoras de productos podemos proyectar inversiones seguras y duraderas en el tiempo para amortizar las inversiones en el corto y el mediano plazo”, completan.
Saldo favorable
El balance de 2022 terminó siendo positivo para Maref. “Fue un buen año, sobre todo a partir del segundo semestre, cuando por diferentes motivos se frenaron las importaciones. En ese marco tuvimos la oportunidad de introducir nuestros productos de origen nacional, generando acuerdos con diferentes compañías de servicios para fabricar también sus propios insumos, bajo normas y marcas registradas”, precisan desde la organización.
Vale resaltar que Maref fabrica un 80% de los productos que comercializa. “Disponemos de una amplia gama de insumos para las operaciones de perforación, y terminación de pozos petroleros y gasíferos. Esto nos posiciona como una de las empresas líderes del mercado”, subrayan.
En forma constante, apuntan, lo que se procura es entablar acuerdos con empresas internacionales que necesiten una representación en el país. “Ese es otro de los ejes fundamentales de nuestro crecimiento”, reivindican.
En la actualidad, sostienen, la compañía se encuentra trabajando para que sus costos acompañen a la industria a desarrollar sus operaciones. “Esto será esencialmente posible sobre una base sólida y bien programada que nos permita organizar nuestras plantas, con un volumen que nos ayude a reducir los costos de fabricación y eleve nuestra competitividad”, concluyen.
“Frente a ciertas dificultades del escenario petrolero en la Argentina, el gran desafío que tiene por delante Maref pasa por aprovechar al máximo su planta operativa para abastecer la demanda de la industria nacional”
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, Redaccion EconoJournal
Arminera 2023, organizada por la Cámara Argentina de Empresarios Mineros (CAEM) junto a Messe Frankfurt Argentina, ya se prepara para una nueva edición que será la primera tras la pandemia. Este año, se cumple el 25° aniversario de Arminera, por lo que se llevarán a cabo festejos y se celebrará el Día de la Industria Minera.
A lo largo de tres días, se reunirán las principales empresas operadoras, proveedores, profesionales y tomadores de decisión del mercado minero. Se desarrollarán diversas actividades en las que podrán participar todos los visitantes, ponerse al tanto de las últimas novedades y seguir actualizándose. Una de las ellas será el Encuentro de CEOs donde los más altos representantes de la minería argentina compartirán su mirada y sus conocimientos sobre cobre, oro, plata y litio.
También, se hará el 3er Encuentro de Desarrollo de Proveedores para impulsar el desarrollo de nuevas operaciones comerciales generando un vínculo directo entre la oferta y la demanda. Además, se llevará adelante la Ronda de Negocios Internacional, organizada por la Agencia Argentina de Inversiones y Comercio Internacional y Messe Frankfurt Argentina, un espacio para promover la inserción de empresas en el mercado internacional minero, favoreciendo el cierre de operaciones comerciales.
Por otra parte, en esta edición se desarrollará el Proyecto Asociación UE-América Latina, que tiene como objetivo promover e intensificar la cooperación entre la UE y siete países socios latinoamericanos, Argentina, Brasil, Chile, Colombia, México, Perú y Uruguay, a lo largo de las cadenas de valor de las industrias basadas en minerales.
Además, tras el éxito de la Plaza de máquinas de la edición 2019, las empresas volverán a exhibir sus maquinarias y equipos en este espacio al aire libre. En Arminera 2023 la superficie abarcará un total de 1.500 m2. Y se contará con una cargada agenda de Conferencias de Expositores donde se presentarán las novedades del sector mediante charlas y conferencias.
Asimismo, se realizará el Seminario Australia, país invitado en esta edición, donde se disertará sobre cuatro ejes principales: retos y desafíos, innovation hub, capacitación, y licencia social/sustentabilidad.
En tanto, CADIM (Colegio Argentino de Ingenieros de Minas) realizará una Jornada de Actualización Profesional con el compromiso de alcanzar los más altos estándares y reglas del buen arte minero promoviendo el comportamiento ético, la competencia y la actuación profesional que exige la industria.
Arminera es el escenario ideal para exponer productos, servicios y tecnologías, aumentando las oportunidades de concretar nuevos negocios a nivel nacional e internacional. Además, tanto visitantes como expositores podrán ser parte del espacio de conferencias, presentaciones de productos y demostraciones de uso en vivo, y de las rondas de negocios.
La Exposición Internacional de la Industria Minera, podrá visitarse del 22 al 24 de mayo de 2023 en el Predio Ferial de La Rural, Buenos Aires.
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, Redaccion EconoJournal
Genneia, la compañía pionera en energías renovables, generó durante el 2022 el 20% de la energía renovable eólica y solar en Argentina. De este modo, se posiciona una vez más como la empresa líder en el sector manteniendo, además, su ubicación entre las 15 empresas generadoras de energías limpias de Sudamérica.
De acuerdo con los datos aportados por CAMMESA, Genneia generó un total de 3.424.595 MWh correspondiente a energía solar y eólica, que equivalen al consumo de aproximadamente 900.000 hogares, provenientes de sus 7 parques eólicos y un parque solar. Es así como la compañía continúa reafirmando su rol activo en la generación de energías limpias evitando la emisión de más de 1.500.000 toneladas de dióxido de carbono a la atmósfera.
Marzo fue el mes con mayor generación, con un registro total de 313.993 MWh y el Parque Eólico Madryn, el parque más grande de Argentina, fue el centro operativo de Genneia con mayor registro en el año, al alcanzar 951.571 MWh de energía limpia. De este modo, Genneia continúa posicionándose como líder en el mercado renovable alcanzando el 17% del total de la capacidad instalada, conformado por un 23% de la generación de energía eólica y el 7,5% de energía solar.
“Estamos orgullosos del trabajo realizado por el equipo de Genneia a lo largo de la última década, manteniendo el liderazgo de la industria y nuestro fuerte compromiso en la lucha contra el cambio climático y la promoción de la transición energética”, expresó Gustavo Castagnino, Director de Asuntos Corporativos, Regulatorios y Sustentabilidad|ESG de Genneia. “Continuaremos trabajando para sumar valor y potenciar nuestras buenas prácticas para que Genneia siga siendo la compañía referente de las energías sustentables en nuestro país y en la emisión de instrumentos verdes, como bonos de carbono, I-RECs y bonos verdes”, concluyó.
Con el propósito de mantener su vocación de liderazgo, la compañía está próxima a inaugurar su segundo centro de generación fotovoltaico, el Parque Solar Sierras de Ullum (80MW) y alcanzará una potencia instalada de 944MW de capacidad instalada renovable. Asimismo, recientemente anunció inversiones por 260 millones de dólares para la construcción del Parque Eólico La Elbita (140MW) en Tandil, Buenos Aires, y el Parque Solar Tocota III (60MW), en San Juan. De esta manera, la compañía superará 1GW de capacidad instalada, un hito nunca antes alcanzado en el país.
La compañía ha invertido más de 1.200 millones de dólares en proyectos renovables en los últimos 5 años y continúa sumando proyectos para acompañar a más organizaciones en el camino hacia la sostenibilidad, apostando al demandante crecimiento del mercado corporativo.
ACERCA 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 nos encontramos iniciando la construcción del Parque Eólico La Elbita en Tandil (140 MW) y el Parque Solar Tocota III en San Juan (60 MW).
La compañía Genneia, pionera en energías renovables en la Argentina, generó durante todo 2022 el 20% de la energía renovable eólica y solar del país. De este modo, se posicionó una vez más como líder en el sector manteniendo, además, su ubicación entre las 15 empresas generadoras de energías limpias de Sudamérica, según informó en un comunicado. La compañía se basó en datos aportados por Cammesa, la empresa que administra el mercado eléctrico mayorista.
Genneia generó un total de 3.424.595 MWh (Megawatts/hora) correspondiente a energía solar y eólica, que equivalen al consumo de aproximadamente 900.000 hogares, provenientes de sus siete parques eólicos y un parque solar. De esta manera, “la compañía continúa reafirmando su rol activo en la generación de energías limpias evitando la emisión de más de 1.500.000 toneladas de dióxido de carbono a la atmósfera”, señaló Genneia.
Marzo fue el mes con mayor generación con un total de 313.993 MWh y el Parque Eólico Madryn, el más grande de la Argentina, fue el centro operativo de Genneia con mayor registro en el año al alcanzar los 951.571 MWh de energía limpia. De este modo, Genneia continúa posicionándose como líder en el mercado renovable alcanzando el 17% del total de la capacidad instalada, conformado por un 23% de la generación de energía eólica y el 7,5% de energía solar.
“Estamos orgullosos del trabajo realizado por el equipo de Genneia a lo largo de la última década, manteniendo el liderazgo de la industria y nuestro fuerte compromiso en la lucha contra el cambio climático y la promoción de la transición energética”, expresó Gustavo Castagnino, director de Asuntos Corporativos, Regulatorios y Sustentabilidad de Genneia. “Continuaremos trabajando para sumar valor y potenciar nuestras buenas prácticas para que Genneia siga siendo la compañía referente de las energías sustentables en nuestro país y en la emisión de instrumentos verdes, como bonos de carbono, I-RECs y bonos verdes”, concluyó.
Con el propósito de mantener su vocación de liderazgo, la compañía está próxima a inaugurar su segundo centro de generación fotovoltaico, el Parque Solar Sierras de Ullum (80 MW) y alcanzará una potencia instalada de 944 MW de capacidad instalada renovable. Asimismo, recientemente anunció inversiones por US$ 260 millones para la construcción del Parque Eólico La Elbita (140 MW) en Tandil, y el Parque Solar Tocota III (60 MW), en San Juan. De esta manera, la compañía superará 1 GW de capacidad instalada, un hito nunca antes alcanzado en el país.
“La compañía lleva invertidos más de US$ 1.200 millones en proyectos renovables en los últimos cinco años y continúa sumando proyectos para acompañar a más organizaciones en el camino hacia la sostenibilidad, apostando al demandante crecimiento del mercado corporativo”, expresa el comunicado de Genneia.
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, Redaccion EconoJournal
En 2022 la inversión total fue de 4.100 millones de dólares, con un crecimiento de la producción total del 9%. Según indicó la empresa, el plan previsto “permitirá continuar adelante con esta agenda de crecimiento”. En el marco de una reunión con el canciller alemán y otros funcionarios, la petrolera de mayoría estatal YPF estimó que este año invertirían más de 5.000 millones de dólares, superando así los 4.100 millones del año pasado. En 2022 la empresa generó un crecimiento orgánico de la producción total del 9%, el más alto en los últimos 25 años. La reunión convocó al sector […]
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SCHOLZ.- Buenas noches estoy muy contento de poder estar aquí, de conversar juntos, es una delegación económica muy grande la que me ha acompañado, aquí, a la Argentina, y eso es con justa razón así, porque realmente queremos fortalecer y ampliar las relaciones económicas con Argentina. En nuestro diálogo hemos conversado respecto de concretamente cómo lo podemos hacer y qué capacidades de acción podemos hacer. Sí hay tradicionalmente relaciones muy largas, de hace muchos años, aquí hay empresas alemanes, desde hace muchísimos años, aquí en Argentina, que están establecidas y tiene experiencia y que también han conocido a los colaboradores […]
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De acuerdo a una investigación realizada entre la Comisión Económica para América Latina (CEPAL) y el Ministerio de Economía de la Nación, la provincia de Tierra del Fuego es una de las que más creció entre el 2004 y el 2021. Se trata de un crecimiento del 62%, es decir que el Producto Bruto General (PBG) se expandió en relación al PBI Nacional, el doble que CABA y mucho más que el 39% promedio del país. Cabe destacar que el relevamiento toma 52 sectores de actividad económica. Junto con Tierra del Fuego, las provincias que reflejaron crecimientos similares fueron Chaco […]
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Con una inversión de 250 millones de dólares fue puesto en funcionamiento el ciclo combinado de la Central Térmica Ensenada de Barragán, que tendrá la capacidad de abastecer con 847 MW a la zona sur bonaerense. El presidente de la Nación, Alberto Fernández, encabezó el acto y fue acompañado por la secretaria de Energía, Flavia Royon y el intendente Mario Secco. También estuvieron presentes las máximas autoridades de YPF y Pampa Energía, Pablo González y Marcelo Midlin. En la localidad de Ensenada se realizó la inauguración del cierre a Ciclo Combinado de la Central Térmica Ensenada de Barragán (CTEB). En […]
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El rojo generado por el “Estado empresario” ya representa casi 21 millones de dólares todos los días, una factura que se traslada a la espalda de la sociedad. Los desequilibrios se duplicaron en los primeros 9 meses del año pasado, pese al ajuste del ministro Massa. El déficit financiero de las empresas estatales es cada vez más significativo y condiciona el ordenamiento efectivo de las finanzas públicas. El “Estado empresario” le costó al país una factura equivalente a los 5.601 millones de dólares entre enero y septiembre de 2022, según la publicación del Ministerio de Economía con criterio de base […]
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Gabriel Matarazzo señaló que muchos países descubren gas y petróleo mar adentro, pero que Argentina demora su potencial. Durante 2022, en distintos países del mundo, donde la exploración offshore es un proyecto crucial para el desarrollo energético, se lograron nuevos descubrimientos de petróleo y gas que entusiasman a los expertos. Por ejemplo, en el Mar de Noruega, la petrolera británica Neptune Energy, junto con sus socios, anunciaron descubrimientos en el pozo de exploración Calypso. Se perforó hasta una profundidad de casi 3.500 metros con una plataforma semisumergible diseñada para entornos difíciles. Los estudios preliminares estiman entre 1 y 3.5 millones […]
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La energética alemana destacó el potencial de Vaca Muerta y la ampliación de gasoductos y ratificó su plan offshore en Tierra del Fuego. Wintershall Dea es uno de los productores de gas más importantes de Argentina. El Plan Fénix, el actual proyecto insignia de Wintershall Dea en Tierra del Fuego, proporcionará importantes volúmenes de gas por más de 15 años. El CEO de la energética alemana Wintershall Dea, Mario Mehren, aseguró que la Argentina posee un potencial para abastecer de energía a Europa por muchos años y destacó la construcción del Gasoducto Néstor Kirchner para ampliar la capacidad de transporte […]
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El Ministro de Economía de la Nación firmó un convenio con el CAF por 540 millones de dólares. Se destinarán en obras de infraestructura para traer el gas de Vaca Muerta hacia el Norte. La secretaria de Minería y Energía de la provincia, Romina Sassarini explicó el acuerdo que el ministro de Economía, Producción y Agricultura de la Nación, Sergio Massa, firmó con el Banco de Desarrollo para América Latina (CAF), por $540 millones de dólares. Además, detalló los beneficios para la provincia. “Es un acuerdo entre el ministro Massa y el Banco de Desarrollo de América Latina por 540 […]
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Shell plc reducirá el tamaño de su Comité Ejecutivo (EC) de nueve a siete miembros en un movimiento decisivo diseñado para simplificar aún más la organización y mejorar el desempeño a medida que implementamos nuestra estrategia Powering Progress. Según los cambios, que se espera que entren en vigor el 1 de julio de 2023, los negocios integrados de gas y upstream de Shell se combinarán para formar una nueva dirección integrada de gas y upstream dirigida por la actual directora de upstream, Zoe Yujnovich. El negocio de Downstream se combinará con Renewables & Energy Solutions para formar una nueva Dirección […]
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El gobernador se refirió a la reunión que mantuvieron el presidente Alberto Fernández y el canciller alemán Olaf Scholz por el financiamiento de Chihuido. El gobernador Omar Gutiérrez destacó hoy la relevancia que el gobierno neuquino le da al desarrollo de las energías renovables, con el objetivo de diversificar la matriz energética de la provincia. El mandatario provincial recalcó la importancia del encuentro que mantuvieron el presidente Alberto Fernández y el canciller alemán Olaf Scholz, reunión durante la cual -entre otros temas- se abordó el financiamiento del proyecto Chihuido. Gutiérrez destacó también las inversiones de capitales alemanes en la provincia, […]
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Satélites geoestacionarios, radares militares y servicios de alta especialización tecnológica. Estos son solo algunos de los negocios en los que destaca INVAP, la principal empresa de proyectos de alta tecnología del país. Pero el corazón de la compañía estatal rionegrina continúa siendo el diseño y la construcción de reactores nucleares de investigación: es el origen de las capacidades tecnológicas que le permitieron dar el salto a nuevos negocios, como el satelital. INVAP lleva cuatro décadas exportando este tipo de unidades al mundo y esta atravesando uno de sus momentos de mayor actividad, con proyectos nucleares en Argentina, Países Bajos y otros mercados.
Entre los líderes de este desafío se encuentra Tulio Calderón, gerente de la división nuclear de INVAP. EconoJournal dialogó con el directivo sobre el estatus de los distintos proyectos nucleares de la compañía, el mercado de radioisótopos médicos y sus oportunidades, y la visión de la empresa sobre tendencias en el mercado nuclear.
-INVAP lleva décadas trabajando en el diseño y construcción de reactores de investigación en Argentina y el mundo. ¿Qué funciones cumplen este tipo de reactores?
Nuestros reactores son reactores multipropósito de potencia media para hacer investigación, producir radioisotopos para medicina, realizar ensayos de materiales, entrenar personal y realizar algunas aplicaciones médicas directas. Ejemplo de eso, el RA-10 en Argentina tendrá las capacidades para poder hacer muchos experimentos y estudios con neutrones sobre materiales. Algunos para aplicaciones industriales directas y otros para investigación. A la vez, en la periferia del núcleo reactor hay posiciones para irradiar ciertos materiales que al trasmutarse por la interacción con el flujo neutrónico generan radioisótopos para aplicaciones diversas, típicamente médicas, para diagnóstico o tratamiento, además de industriales.
Tulio Calderón, gerente de la división nuclear de INVAP.
-La producción y venta de radioisótopos médicos es un core business en este tipo de unidades. ¿Cuáles son las características de este producto en lo que refiere a sus aplicaciones y a su comercialización?
Los radioisótopos médicos tienen finalidades de diagnóstico y/o tratamiento. Un isótopo radiactivo tiene la capacidad de decaer, emitiendo normalmente rayos gamma o unas partículas beta. El más usado en el mundo por lejos es el tecnecio, que genera la capacidad de realizar imágenes para diagnósticos de cáncer. Con el isótopo que se genera a partir del reactor se pone y marca una molécula que es química. Esta molécula se dirige a ciertos órganos, transportando al radioisótopo a dónde uno quiere estudiar los tumores. Desde esa posición, al emitir radiación permite que con sensores externos se estudie cómo se distribuye la actividad. Luego hay otros isótopos que permiten hacer no solamente diagnósticos por imagen sino tratamiento. Se alojan cerca del tumor y lo irradian, liberan energía destruyéndolo.
-¿Qué oportunidades existen hoy en el mercado internacional de radioisótopos médicos?
El mercado esta maduro. Hay una demanda más o menos estable. El más usado es el tecnecio 99, que es molibdeno 99. El tema es que la flota mundial de reactores que lo producen es vieja, de los años 60. En Argentina tenemos el RA-3, en Australia esta el más nuevo, el OPAL, que lo hicimos en los 2000. Países Bajos hoy lo produce con un reactor viejo, que será reemplazado por el PALLAS. Sudáfrica también quiere una nueva unidad para reemplazar el reactor SAFARI-1. Canadá salió de este mercado y Estados Unidos no fabrica esto y es el 50% de la demanda mundial. Esencialmente hay bastante trabajo en una generación nueva de reactores que reemplacen los viejos. El caso más reciente es que con la salida del Reino Unido de la Unión Europea, Gales esta estudiando instalar un reactor, con el que eventualmente podría exportar al Reino Unido. Estamos participando en un análisis de factibilidad allí. El 40% del tecnecio se produce en Europa, básicamente, y el 60% restante esta distribuido entre Sudáfrica, Australia y otros países. El RA-10 es argentino y también puede entrar en este mercado. También hay un isótopo nuevo, el lutecio 177, que es el que tiene grandes expectativas comerciales. Para eso es que se esta diseñando el reactor PALLAS así como el RA-10.
-La compañía tiene distintos proyectos de este tipo en construcción. Uno es el reactor RA-10, en construcción en Ezeiza. ¿Por qué Argentina necesita un nuevo reactor de investigación?
La razón es la misma que en todo el mundo: obsolescencia del reactor anterior. El RA-3 ya esta cumpliendo más de 50 años. Estos reactores normalmente se diseñan para una operación de 40 años. Pero como son máquinas que tienen un diseño relativamente simple comparada con la complejidad de un reactor de potencia, se generan actividades de media vida, de extensión de uso y disponibilidad de los componentes principales, actualizaciones de electrónica y se les extiende la vida útil, a veces unos 20 años más. Algunos llegan a los 80. Esa es la principal razón para reemplazar el RA-3 con el RA-10. Pero al reemplazarlo no solamente se reemplaza la funcionalidad original sino que se amplia a los nuevos requerimientos. El RA-10 agrega muchísimas funcionalidades respecto al RA-3. En particular muchísima capacidad de investigación en haces neutrónicos, capacidad de hacer análisis de materiales, la capacidad de irradiar silicio para agregarle valor y producir muchísima más cantidad de radioisótopos. Por ejemplo, se podrán realizar muchos de los ensayos que son fundamentales para el diseño de nuevos combustibles nucleares para centrales de potencia. Esto es algo que esta en alta demanda en el mundo.
-¿Cómo esta avanzando la construcción del reactor?
Muy bien. La obra civil esta prácticamente terminada. Los montajes electromecanicos están muy avanzados, con bombas piping. Este es el año de montar los sistemas, como para que el próximo ya entrar en el comisionamiento del sistema. Primero en frío, sin cargar el combustible. Y luego en caliente, que es la puesta del combustible, puesta en crítico y uso del reactor. Por lo que el RA 10 estaría operativo en el 2024.
-Otro proyecto importante es el reactor PALLAS. ¿Qué impulsa a Países Bajos a querer este reactor?
Países Bajos junto a Bélgica produce actualmente el 40% de los radioisótopos del mundo, particularmente del molibdeno. Países Bajos apunta a mantener ese posicionamiento. Además tienen una excelente cadena logística. Estos isótopos normalmente tienen una vida media de una semana. A las cinco semanas no queda nada. Tener un isótopo que hay que distribuir a todo el mundo eficientemente necesita de una cadena de distribución aérea, más el transporte y distribución en superficie. La cadena logística es el segmento más complejo porque hay pocas empresas que tengan una capacidad global de distribución. Holanda ya la tiene y lo que esta haciendo es cambiando el reactor que los produce, el High Flux Reactor, por uno nuevo, el PALLAS. Con este nuevo reactor además se esta configurando como posible proveedor de lutecio 177.
-¿Cuál es el rol de INVAP en este proyecto?
Somos básicamente el diseñador de la planta y el responsable de toda la construcción e integración. Tenemos una relación muy buena con la Fundación PALLAS, que será la dueña de la planta y operadora junto con RNG, que es el actual operador del HFR. Vamos a incorporar contratistas para la obra civil y trabajamos en un pliego para la licitación de quien hará propiamente la obra civil del reactor.
Comenzó la construcción del PALLAS en Países Bajos. Imagen: Fundación PALLAS.
-¿Cuál es el estatus del proyecto Pallas?
-La construcción ya comenzó. El sitio de construcción fue entregado a Pallas y las rutas al sitio están hechas. Ya se definió el constructor de lo que sería el foso sobre el que se construirán los cimientos del reactor, que se ubica a cientos de metros del reactor viejo. Por lo que el período de construcción ya comenzó. En cuanto al financiamiento será otorgado por el gobierno holandés. Antes de la pandemia hubo una expectativa de inyectar financiamiento privado en un 70% del proyecto, pero eso no prosperó. Así que el proyecto será con financiamiento estatal, como suele pasar con estos reactores en el mundo.
-INVAP también tiene proyectos en Brasil, Sudáfrica y Arabia Saudita. ¿En qué consisten?
Hace varios años Argentina y Brasil tuvieron la posibilidad de hacer un reactor como el que se había hecho en Australia, para que sea el reactor de radioisótopos y ciencia a partir de neutrones de referencia en la región. Se acordó construir uno en Buenos Aires y otro cerca de San Pablo. En ese momento se diseñó el RA-10 en Argentina y junto con una empresa brasilera de nombre Amazul, Invap diseñó el Reactor Multipropósito Brasileño. Se terminó la ingeniería de detalle hace unos años y Brasil esta empezando a prepararse para la construcción. Esperamos que este año se estructure el presupuesto. Por lo que se sumaría en la región un reactor con una configuración de diseño parecida a lo que es el OPAL, el RA-10 y el PALLAS. Sudáfrica también esta reemplazando el reactor SAFARI-1. El año pasado abrió un nuevo proceso licitatorio, al cual presentamos una oferta muy similar a los reactores mencionados anteriormente. Somos dos o tres los oferentes, con Francia y Corea del Sur. Por otro lado, lo que estamos haciendo en Arabia Saudita es construir una facilidad para entrenar gente para operar y mantener centrales de potencia. Arabia Saudita decidió hace unos años explorar la energía nuclear para generación eléctrica. Para esto necesita la capacidad nuclear, como instituciones, instalaciones y personal capacitado. La facilidad que estamos construyendo tiene una potencia de esencialmente 100 watts, es de muy baja potencia, como las que existen en universidades argentinas. Estamos terminando la obra civil, los componentes mecánicos. Esperamos terminarla el año que viene.
-Con el proyecto Pallas, podría decirse que los reactores de INVAP habrán alcanzado los cinco continentes. ¿Cómo se explica este caso de éxito internacional en el rubro tecnológico que es INVAP?
No es casualidad esto, es estructural. Argentina tiene más de 70 años de un plan nuclear con muchas dosis de continuidad. Esto genera una posición tecnológica fuerte. Pero normalmente después de cuatro o cinco años el mercado interno ya lo saturaste. El RA-10 es el décimo reactor diseñado para Argentina. Pero desde 1977 con la primera exportación a Perú que estamos exportando reactores. Por lo que el segundo horizonte de cualquier área tecnológica es exportar en la región o a países con los que existe cierta cercanía política. Eso luego también se agota, por lo que el tercer horizonte es global. En casi todas estas tecnologías de alta complejidad y de mercado global tenes que ser global a los diez años, sino te volves doméstico. Muchas empresas que diseñaron este tipo de reactores especializados nacieron en los programas militares de los países, como Rolls Royce, que hace los reactores de los submarinos ingleses. El nicho de reactores medianos es un nicho que Argentina ocupa hace muchísimos años. Pero la industria con el tiempo se tiende a consolidar y no es un mercado grande, entonces las empresas que pueden realizar trabajos ahí se vuelcan en su lugar a centrales de potencia, que es lo que pasó cuando Canadá, Alemania y Estados Unidos salieron de este nicho. Se dedican a las centrales de potencia, porque son más grandes y un negocio más grande. Por lo que INVAP esta en un nicho especialísimo, de reactores de entre 500 y 1000 millones de dólares, con plantas asociadas, mientras que las centrales de potencia cuestan miles de millones. Argentina ocupó este nicho hace mucho tiempo y entre las empresas de occidente quedamos nosotros y los franceses. En Oriente quedan empresas en Corea del Sur y Rusia.
-¿Cómo viven este desafío de trabajar en tantos proyectos nucleares simultáneamente en varios continentes?
Ser una empresa global es un desafío estimulante para INVAP. Al vender y trabajar en países con culturas tan distintas es muy estimulante para nuestra gente. Pero el desafío de ser internacional es que jugás en primera A. Tenes ciertas ventajas como capacidad, compromiso, tecnología y experiencia. Pero tenes otras desventajas como un menor acceso financiero y a los recursos humanos. En casi todas las áreas tecnológicas entró muchísimo el tema de laburar remoto. Entonces muchísimo del diseño se hace de forma remota. Todo lo que es software hoy es global. Lo mismo que hacemos nosotros lo podemos hacer en India o acá. Así que cambió la estructura de relación con la mano de obra. Ya las generaciones nuevas son, in extremis, los nómades digitales. De todas formas, Argentina tiene un nivel de crecimiento infernal en gente vendiendo servicios para afuera. Es un área con un crecimiento enorme. La consecuencia es que los costos de mano de obra especializada se dolarizaron, se pusieron a nivel internacional. Se busca gente en todo el mundo y nuestra gente es muy competitiva. Hoy tenemos que nutrirnos de gente de todos lados, así que es un ambiente bastante más interesante para trabajar. Tenes clientes por todos lados pero también competencia y demanda por todos lados. Ya no podes suponer que tu desafío es interno y tu frontera define las reglas. Hoy incorporas reglas mundiales.
Construcción del reactor RA-10 en Ezeiza, Buenos Aires. Octubre 2022. Imagen: prensa CNEA.
-Muchos gobiernos y empresas están apuntando al desarrollo de reactores de baja y mediana potencia, como es el caso del CAREM argentino, e incluso se habla de microrreactores. ¿Cómo están viendo en la compañías estas tendencias en generación nucleoeléctrica?
Los reactores modulares pequeños (SMR) constituyen un campo muy atractivo desde el punto de vista tecnológico, ambiental y económico. Aspiran a dar suministro de energía cercano a las ciudades, en ubicaciones chicas, y fabricados en economía de escala, no por tamaño sino por cantidad, además de ser intrínsecamente seguros. Aparte del tema de seguridad, la atracción mayor de los SMR es que tienen inversión gradual. El modulo de reactor nuclear grande de entre seis y diez mil millones de dólares tarda ocho o diez años en empezar a producir. Es invertir un gran dinero para recién comenzar a recuperarlo en diez años. Con cualquier tasa de retorno es un negocio muy difícil de justificar. Mientras que con un reactor modular podes comenzar a producir en tres o cuatro años. El negocio es más chico pero lo vas incrementando modularmente. Por lo que tienen dos ventajas, una financiera y otra de mejor resiliencia a eventos extremos. Otra área que mueve este negocio es la posibilidad de incorporar tecnologías avanzadas. Acá se divide el escenario. Hay reactores que derivan de reactores de submarinos. Rolls Royce esta en esa línea, Francia también. Argentina con el CAREM también. Son reactores de potencia chicos que se adaptan a generación de electricidad. Luego hay dos o tres conceptos completamente diferentes, algunos basados en combustibles muy avanzados. Por ejemplo, con esferitas de muy alta tolerancia a las temperaturas, llamados combustibles tolerantes a accidentes. Hay dos operando en China y X-Energy esta apostando a uno en EE.UU. Esos reactores tienen un combustible avanzado que los hace mucho más apto para ser utilizado en reactores chicos. También hay otra línea que esta haciendo reactores con núcleos líquidos, son sales fundidas, donde el uranio esta disuelto en la sal. Su gran atractivo es que pueden realizar un ciclo de torio. La tecnología nuclear tiene la potencialidad de producir más combustible del que consume, lo que se conoce como reactores reproductores. Los reactores actuales pueden ser reproductores pero utilizando plutonio como combustible. Pero como el plutonio puede utilizarse para fabricar armas nucleares se consideró que no era una opción adecuada para la seguridad mundial. En EE.UU. se discontinuó esta línea en los 70. Así que existe una línea de trabajo que busca construir reactores de torio, que son complicados, porque utilizan sales fundidas que deben ser reprocesadas constantemente. Sintetizando, todos estos conceptos son lo que se conocen como reactores de cuarta generación, son intrínsecamente seguros, basados en diseños convencionales con agua refrigerante, diseños que utilizan combustibles tolerantes a accidentes o diseños que utilizan sales fundidas. Argentina esta trabajando en la primera línea, que es el CAREM, mientras que hay empresas en China, Estados Unidos y Europa que trabajan en reactores de sales fundidas. En los reactores tolerantes a accidentes lo interesante es que como son chicos, como los microrreactores, el combustible en vez de tener cinco por ciento de enriquecimiento tiene 20%, que se considera no proliferante. Argentina tiene muy bien conocidas ciertas partes del proceso tecnológico de hacer combustible al 20%, así que estamos trabajando con Westinghouse de EE.UU. para ver si podemos hacer ciertas partes del proceso para tener este uranio al 20%, conocido como HALEU. Con este tipo de uranio, que tiene cuatro o cinco veces más de densidad de energía, se pueden hacer reactores más pequeños. Los estadounidenses crearon en diciembre un consorcio para hacer una base tecnológica para hacer unos nuevos ciclos de combustible en base a HALEU, reactores compactos de siguiente generación.
-INVAP se focaliza en proyectos o bienes de capital de alta tecnología que suelen tener como clientes a actores estatales. ¿La compañía podría volcarse al diseño y producción de productos para el mercado en general?
Nosotros somos business-to-government. No somos bussiness-to-bussiness, no somos bussiness-to-consumers. En Argentina no es negocio hacer productos para empresas, sí se pueden hacer servicios. Para realizar productos para empresas se necesita un mercado y tamaño global. Lo que sí hacemos nosotros, que es comparable a lo que realizan corporaciones como Boeing o Northrop Grupmman pero a una escala menor, es vender grandes proyectos de infraestructura de series cortas pero de muy alto valor agregado. Los gobiernos compran eso. Ahí podes facturar unos 200 millones de dólares por año, que es lo que necesitamos nosotros para mantener nuestra base de personal, que es altamente calificado. Ocasionalmente van a salir productos derivados al mercado más bien de corporaciones. De consumidores casi seguro que no.
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, Nicolás Deza
Nucleoeléctrica Argentina fue distinguida en la 29° Edición del Premio Nacional a la Calidad con la Mención de Reconocimiento al desarrollo destacado en “Procesos Y Sistemas”, otorgada por la Subsecretaría de Fortalecimiento Institucional perteneciente a la Secretaría de Gestión y Empleo Pública de la Jefatura de Gabinete de ministros.
Este reconocimiento es el resultado del proceso llevado a cabo por la Junta de Evaluación, conforme con los lineamientos establecidos en el “Modelo de Calidad Estatal (Edición 2022)”, el cual prevé los capítulos a evaluar, los criterios para dicha evaluación y la distribución de los puntajes con el firme compromiso de mejorar y contribuir en la generación de valor público.
En esta oportunidad, la empresa se postuló para ser examinada en criterios que abarcan desde la planificación de los objetivos de gestión y su ejecución, hasta la mejora continua de las prácticas para generar energía eléctrica en forma segura, limpia, eficiente y competitiva, de acuerdo con el Modelo de Calidad Estatal 2022.
Esta es la segunda vez que Nucleoeléctrica Argentina recibe un premio de estas características. En el 2022, la gerencia de Auditoría Interna de la empresa fue distinguida con el Premio Nacional a la Calidad, galardón que reconoce a las organizaciones públicas que implementan sistemas de gestión de la calidad, con el fin de mejorar sus políticas y contribuir a la generación de valor público.
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, Redaccion EconoJournal
El secretario de Energía de Panamá, Jorge Rivera Staff, participó del ciclo de entrevistas “Protagonistas”, aquel que organiza el medio internacional de noticias Energía Estratégica para que actores clave del sector público y privado en la región compartan anuncios exclusivos y análisis de mercado.
Allí, el secretario Rivera Staff reveló que Panamá prepara una nueva licitación a largo plazo que priorizará energías renovables y que el proceso iniciaría este mismo año 2023.
En exclusiva para Energía Estratégica adelantó que serán contratos a 15 años para plantas nuevas que puedan iniciar el suministro en el año 2026. ¿Qué tecnologías podrán participar?
“Vamos a tener priorización para solar y eólica, podría ser algo también de hidroeléctrica y algo de biomasa, ya que nos han tocado la puerta un par de interesados. También estará abierta la posibilidad de un componente para todas las tecnologías. Sin embargo, el énfasis que estamos dando desde la Agenda de Transición Energética es de energías renovables”, confirmó el secretario de Energía.
Adicionalmente, indicó que evalúan que en esta licitación a largo plazo un componente permita proponer almacenamiento por baterías desde un abordaje integral como componente de la matriz de generación y complemento de la infraestructura de transmisión y distribución para la mejora de la calidad del servicio.
Y es que, el compromiso que asumió el gobierno a través de su Agenda de Transición Energética contempla lograr al menos un 5% de la capacidad de generación equivalente en almacenamiento al 2030.
Pese a la ausencia de licitaciones a largo plazo desde el año 2015, el secretario de Energía reconoció que el mercado se ha mantenido muy dinámico. Según advirtió, el mercado de contratos entre privados es el que ha movido las inversiones de energías renovables en los últimos años.
“Estamos recibiendo cada vez más señales del desarrollo de proyectos de generación renovable merchant; es decir, apostando por los ingresos del mercado ocasional”, consideró.
Es por ello que desde el gobierno consideran que Panamá está lista para hacer un cambio en su modelo legislativo para permitir mecanismos de comercialización independiente de energía y dinamizar aún más los contratos entre privados.
Para el caso del mercado de grandes clientes, que ocupa casi el 18% de la generación actual, también se vendrían cambios. Por lo pronto, en este segmento del mercado la regulación vigente permite transar energía entre privados mientras el componente de potencia se continúe pagando a la distribuidora a la que están conectados, pero de acuerdo a Rivera Staff ahora estarían evaluando hacer un ajuste al mecanismo de pago de potencia y liberalizarlo.
Accede a los testimonios completos en el video de la entrevista que se encuentra disponible en el canal de YouTube de Energía Estratégica.
Meico Solar mantiene una presencia activa en veinte países latinoamericanos. En el Caribe especialmente avanza en dos plazas estratégicas que guardan algunas particularidades para el rubro solar fotovoltaico.
Se trata de Puerto Rico y República Dominicana, mercados donde Meico Solar apostó por emplazar bodegas con amplio stock y así incrementar la disponibilidad local de los productos que distribuyen.
Desde la empresa adelantaron que esta estrategia les permitiría aumentar su participación en estos mercados caribeños entre un 30% a un 50%.
Ahora bien, aún se enfrentarían a algunas barreras para la importación de productos en estos mercados caribeños. Por lo que, Carlos Hernandez Barrios, jefe de ventas de Meico Solar, accedió a analizarlas en conversación con Energía Estratégica.
“En Puerto Rico hay barreras un poco diferentes a como funciona en el resto de la región Caribe, por ser un territorio americano. El mercado puertorriqueño tiene barreras de entrada bastante más complejas principalmente basado en la proveniencia de los productos que se están ingresando; entonces, dependiendo del origen de ese producto, en Puerto Rico tienen unas tarifas impositivas más altas -por ejemplo, las comúnmente llamadas Trump Tax, para paneles provenientes de China-”, advirtió Hernandez en conversación con este medio.
Es por ello que una de las estrategias que ha implementado la compañía para ampliar su participación en el mercado puertorriqueño fue integrar productos norteamericanos a su oferta disponible para este sector.
Además de apostar a marcas como Trina Solar y Growatt, de origen chino, ha incorporado a otras como Canadian Solar, Enphase y Q-Cells que -tengan o no componentes asiáticos- se ensamblen o fabriquen en su totalidad en centros de producción ubicados en norteamérica.
Por otro lado, República Dominicana, uno de los países donde la normativa ha dado pasos firmes para incentivar el ingreso de nuevas tecnologías de generación renovable, también resulta de atractivo para Meico Solar y allí no advierten retos para la importación sino más bien algunas barreras administrativas que se podrían solucionar próximamente.
“El marco regulatorio como tal creo que está perfectamente dado para que no se paguen impuestos sobre ningún tipo de producto de energía solar y accesorios. Sin embargo, al momento de hacer una nacionalización de producto, quisiéramos que el proceso sea más expedito y rápido (…) que no tome de 3 a 4 semanas sino que sea un proceso de un par de días para que la mercancía pueda entrar más rápido al país”, observó Hernandez.
Las energías renovables a nivel mundial están creciendo de manera vertiginosa. Los países más demandantes de energía a nivel mundial se están proponiendo alcanzar matrices con carbono neutral en los próximos 30 a 40 años, lo que demandará varios TW de energía limpia que tendrán que instalarse en las próximas décadas.
Este fenómeno trae aparejado la necesidad de personal capacitado para el montaje de proyectos, principalmente eólicos y solares fotovoltaicos.
En diálogo con Energía Estratégica, la División de Energías Renovables No Convencionales (ERNC) de RG Principal, consultora multinacional especializada en la selección de personal, indica cuáles son las perspectivas de reclutamiento y las posiciones más requeridas en el sector de energía renovable para el 2023 en algunos países de Latinoamérica.
Gabriel Ungar (Manager Energy Chile), Paul Pérez (Manager Energy Perú) y Jorge Romero (Manager Energy Colombia) coinciden en que, a pesar de que los tres países que representan atraviesan momentos diferentes en cuanto a la generación de energía y avances de proyectos de energías renovables, uno de los principales objetivos de las compañías del sector es contar con matrices energéticas más limpias.
Señalan que este planteamiento a futuro trae consigo una mayor cantidad de proyectos y la necesidad de equipos que gestionen portafolios de nuevas energías y tecnologías, haciendo que la posición más demandada sea la de Desarrollador de Negocios/Proyectos.
Explican que esta situación en el mercado laboral genera la percepción de escasez de este perfil debido a dos razones principalmente: “falta de talento y canibalismo”.
Es que, según una medición interna de Jobposts de RG Principal relacionada a desarrollo de negocios/proyectos de energía renovable, existe entre un 18% a 25% de vacantes que no se logran cubrir o, antes de cubrir la posición, se abre otra muy similar, explican los especialistas.
Advierten que esto hace que exista un mayor movimiento de personal en corto plazo encareciendo el perfil mientras ofrecen el mismo expertise.
Además, de acuerdo con esta medición interna, el cargo de Desarrollador de Negocios ocupa el sexto puesto de posiciones con mayor participación de mujeres en el sector de ERNC, lo que representa una gran oportunidad para las profesionales de este rubro y para el cumplimiento de los objetivos de diversidad e inclusión que se persigue en el mercado de talento actualmente.
Diferencias
RG Principal también indica que, debido a la transformación que vive el sector, otras de las posiciones que más se buscan en Chile son las enfocadas en hidrógeno verde (Hv2); en Perú, Directores de Proyectos ERNC y Comerciales de PPAs; y en Colombia Project Finance y Site Managers.
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