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Último día de entradas Early Bird para el próximo megaevento de Future Energy Summit

El megaevento “Latam Future Energy: Mexico, Central America and The Caribbean Renewable Energy Summit” está a la vuelta de la esquina. Más de 400 profesionales asistirán a esta cita del sector energético renovable el próximo 29 y 30 de marzo, en los salones de conferencias del Hotel Intercontinental Real en la ciudad de Santo Domingo.

Ya confirmaron su participación autoridades de gobierno, organismos reguladores, distribuidores, entidades financieras, fabricantes, desarrolladores y generadoras de proyectos de tecnología eólica, solar e hidro.

Vista la gran convocatoria, Future Energy Summit comunica que hoy, 15 de marzo, es el último día para adquirir entradas regulares o VIP con descuento. Todos los interesados en un Early Bird pueden reservar su plaza exclusivamente mediante la web oficial de este megaevento.

ENTRADAS

Dirán presente a esta cita empresas como Acciona, AES Puerto Rico, Astronergy, Celsia Energía, CMI – Corporación Multi Inversiones, Deetken Impact, DNV, Ecoflow, Ennova, EGE Haina, FMO, GP Capital Partners, Growatt, Grupo Energía Bogotá, Grupo Nordex, Huawei Digital Power, INPROCA, Longi Solar, Magnetar Global Partners, MPC Energy Solutions, Risen, S-5!, Solis, Soventix Caribbean, Sungrow, Total Logistics Solutions, Trina Solar, JA Solar, Jinko Solar, entre otras.

También asistirán autoridades en asuntos energéticos de La Fortaleza de Puerto Rico, la Comisión Nacional de Energía (CNE) de República Dominicana, la Empresa de Transmisión Eléctrica (ETESA) de Panamá, el Ministerio de Energía y Minas (MEM) de República Dominicana, la  Superintendencia de Electricidad (SIE) de República Dominicana,  el Ministerio de Medio Ambiente y Recursos Naturales (MMARN) de República Dominicana y el Centro de Exportación e Inversión de República Dominicana (Prodominicana).

Y no podían faltar asociaciones civiles y gremios empresarios con participación activa en la región tales como la Asociación Dominicana de la Industria Eléctrica (ADIE), la Asociación para el Fomento de Energías Renovables (ASOFER), Mujeres de Energía Renovable en República Dominicana (MER-RD), la Cámara de Generación Distribuida (CGD) de Costa Rica; la Asociación de Generadores con Energía Renovable (AGER) de Guatemala; la Cámara Panameña de Energía Solar (CAPES) de Panamá; la Asociación Hondureña de Productores de Energía Eléctrica (AHPEEHN), la Asociación de Energía Solar y Almacenamiento (SESA) y la Asociación de Industriales (PRMA) de Puerto Rico. 

ASISTIR

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Análisis: Se posterga fecha clave para renovables y los promotores ya preparan sus nuevas ofertas

Tal como adelantó a este medio Adrián Correa-Florez, Director General de la UPME, ayer, la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) publicó la Resolución 701 007-2023 (DESCARGAR), dando respuesta a un pedido del sector renovable: la postergación “del plazo máximo para la radicación de las solicitudes de asignación de capacidad de transporte de proyectos clase 1”. La fecha ahora se fijó para el 31 de mayo próximo. Antes vencía el 31 de este mes.

En una entrevista para Energía Estratégica, Ximena Cifuentes Salazar, especialista en regulación de Óptima Consultores, analiza los impactos de esta resolución y lo que dejó la asignación de 7.493 MW renovables en el proceso pasado, definido a principios de este mes.

¿Qué opinión le merece este cambio en el cronograma?

Es algo que el sector estaba esperando. De igual forma, si bien son dos meses adicionales a la fecha inicialmente planteada, sigue siendo un plazo estrecho para la presentación de nuevas solicitudes cuando la información de proyectos con asignación se informó recientemente el pasado 9 de marzo.

¿Qué opinión le merece la asignación de casi 7,5 GW de proyectos?

Estamos revisando este tema; pues, según los informes de asignación que publicó la UPME mediante la Circular Externa No. 023, la asignación de proyectos es de aproximadamente 10 GW.

Ahora bien, vale la pena mencionar que hubo subestaciones donde la capacidad disponible calculada por la UPME da menor a la liberación que hubo en esta.

Algo contradictorio, pues, se esperaba que la capacidad de una subestación donde hubo liberación, mínimo tenga disponible lo liberado. Este punto es importante, ya que dio lugar a que muchos proyectos que buscaron la misma capacidad liberada recibieran rechazos a sus solicitudes.

Si bien se han dado cifras y se les ha comunicado a los participantes los resultados de la convocatoria, aún no se ha hecho público la precisión de datos sobre los proyectos seleccionados. ¿Esto está generando que no se sepa con exactitud dónde se ubica la disponibilidad de nodos de red con capacidad?

Con la publicación de la Circular 023, es fácil caracterizar qué proyectos recibieron asignación; sin embargo, surge la duda de qué proyectos efectivamente lograrán poner la garantía de reserva de capacidad.

Es claro que gran parte de la asignación dependerá de la liberación que haga la UPME.

Aún así, recordemos que luego de este plazo la liberación no es automática, iniciando un proceso que puede tardar hasta 4 meses para que se haga efectiva dicha liberación.

En línea con lo anterior, la capacidad disponible del sistema se encuentra limitada con la asignación del ciclo 2022, por lo tanto, saber dónde es posible conectar un proyecto puede tornarse una tarea difícil.

Más aún cuando los estudios de conexión no lograron evidenciar con la suficiente precisión la capacidad disponible del sistema, encontrándose diferencias significativas con la capacidad calculada por la UPME.

¿Cuándo se ejecutarían las nuevas asignaciones?

La mayor parte de los proyectos que recibieron asignación se concentran en los años 2025 y 2026. Vale la pena mencionar que es posible que muchos se encuentren supeditados a alguna expansión, por lo tanto, si las expansiones se retrasan, los proyectos también lo harán.

Y para la nueva convocatoria del 31 de mayo, ¿qué esperar tanto del volumen de proyectos que se puedan presentar como en asignaciones? ¿Podríamos ver un escenario similar al del proceso 2022-2023?

Es posible que proyectos que no recibieron conexión, vuelvan a solicitarlo. Por lo pronto, esperamos un ciclo de asignaciones para 2023 con solicitudes en su mayoría para proyectos menores a 20 MW, que buscan capacidad en niveles de tensión más bajos y donde es posible buscar espacios para conectar sus proyectos.

Sin embargo, esperamos que las solicitudes no sean tan significativas como lo ocurrido en 2022 – 2023. De igual forma, esperamos cambios en el procedimiento recogiendo lo aprendido de esta primera implementación.

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Un colapso de tensión del sistema eléctrico volvió a dejar sin servicio a un tercio de los usuarios de Buenos Aires

“Perdimos casi 4000 megas y aún no sabemos por qué. Estamos operando un sistema anémico porque la infraestructura no soporta el pico de demanda”, admitía el martes por la noche un alto ejecutivo del sector eléctrico. Lo hacía después de haber lidiado con otro día complicado por la ola de calor que ya lleva más de 15 días en la zona de centro del país.

A las 15 de ayer el sistema perdió unos 3500 megawatt (MW) de los casi 28.000 que se estaban consumiendo a nivel nacional. Casi un tercio de los usuarios del GBA se vio afectado, aunque la gran mayoría por escaso tiempo. ¿La causa? Un colapso de tensión, tal como se conoce en la jerga al fenómeno que se produce por la caída de la tensión en la red de transporte y en el parque de generación. Esa falla inicial luego dispara perturbaciones y oscilaciones en la tensión de todo el sistema y obliga a interrumpir la demanda (cortar) para recuperar el normal funcionamiento.

La novedad de ayer, a diferencia de lo que sucedió el 1 de marzo, cuando la afectación simultánea de tres líneas de 500 kilovolt (kV) dejó sin electricidad al 45% del país, es que en este caso aún no se conoce cuál fue el problema inicial que desencadenó el colapso. La sensación de vulnerabilidad es evidente. Ese estado de indefensión es el que, en el fondo, más preocupa a los técnicos del sector.

Habrá que esperar a que el área de Operaciones de Cammesa, la compañía encargada del despacho, y los equipos de Transener, la empresa que opera las redes de alta tensión, diseccionen el comportamiento del sistema para encontrar el origen del problema.

La máquina 9 de Central Costanera, una de las que se vio afectada por la baja de tensión en el sistema eléctrico.

Problema de fondo

Más allá de esa autopsia necesaria, la mayoría de las fuentes consultadas por EconoJournal coincide, sin embargo, en que ese análisis no hace a la cuestión central. “Si no es evidente, como lo fue el 1 de marzo por la salida de las tres líneas que vana General Rodríguez, es porque estamos frente a una falla menor que por sí sola no explica el problema. De fondo, lo que está claro es que la infraestructura eléctrica no está preparada para bancar condiciones meteorológicas excepcionales como las que atravesamos en estos días”, explicaron desde una generadora. “Ojo, los colapsos de tensión no son algo nuevo. Formosa, Chaco y la región del noreste (NEA) en su conjunto conviven desde hace 10 años con fenómenos como este, pero no tiene visibilidad porque están lejos de Buenos Aires”, añadió.

La caída de tensión quedó registrada en la estación de Ezeiza de Transener, uno de los principales centros de despacho. En un momento, sus medidores registraron que los transformadores operaban con 470 kV, 35 menos de los 505 kV indicados por protocolo. Frente a un descenso abrupto como ese, los sistemas de protección y automatismos del sistema se activan para evitar la ruptura de los equipos.

Por eso ayer por la tarde salieron de funcionamiento varias de las principales centrales que alimentan de energía el Gran Buenos Aires (GBA), como Central Costanera (que perdió la máquina 9), Genelba (que dejó fuera de servicio una de sus cuatro turbinas) y la central de Albanesi en la zona sur, entre otras. Dos de los cuatros compensadores sincrónicos de Transener en Ezeiza, que se utilizan para inyectar potencia reactiva cuando baja la tensión, estaban fuera de servicio (uno porque se averió en el colapso de hace dos semanas y el segundo por un mantenimiento obligado), pero las fuentes consultadas señalan que aun si estaban disponibles tampoco habrían podido frenar el fenómeno, que se explica por un funcionamiento inestable a nivel integral (tanto de generadores como de transportistas y distribuidores).

Políticas inconsistentes

Las causas estructurales del deterioro del sistema pueden rastrearse en dos (in)acciones del Estado. Por un lado, la política de congelar o atrasar las tarifas residenciales de electricidad que se llevaron adelante, con la excepción de dos o tres años, en los últimos 20 años provocaron un consumo ineficiente de energía fundamentalmente en sectores comerciales y domiciliarios. La gestión de la demanda, tan en boga en la mayoría de los países por el encarecimiento y falta de energía que acarreó la guerra en Ucrania, es en la Argentina un concepto abstracto sin ramificación alguna en la realidad.

Esa realidad se puede leer a través del uso de aires acondicionados. El abaratamiento artificial de las tarifas —que como correlato generó subsidios millonarios— incentivó la instalación de equipos de refrigeración, que por funcionamiento generan una sobredemanda de corriente que acentúa la baja de tensión en el pico de consumo.

En estas semanas de ola de calor, el uso de aires acondicionados llegó a explicar, por momentos, un 35% de la demanda total. Operar un sistema con esa configuración requiere de infraestructura que hoy el país no posee. En resumen, se aplicó una política tarifaria que incentivó la instalación de aires acondicionados, pero no se impulsaron las inversiones para que el sector pueda gestionar de forma no traumática una exigencia mucha más alta.

Falta de transporte

Ese es el segundo punto en el que Estado tiene responsabilidad: desde hace siete u ocho años no se construyen nuevas líneas de alta tensión en 500 kV, tal como publicó este medio, e incluso en años anteriores, cuando sí hubo obras en el segmento de transmisión, se priorizaron algunos proyectos de transporte que no eran estratégicos para la red interconectada, como varias de las líneas de alta tensión que se tendieron en la Patagonia.

“Esta ola de calor dejó en claro que, en el límite, estamos operando un sistema precario. Cuanto antes tomemos conciencia de eso, mejor. Hay que ejecutar cuanto antes un plan de obras en transporte y también en generación”, indicó un consultor. La complejidad macroeconómica que dificulta el acceso al financiamiento y la cercanía de la agenda electoral no permite ser demasiado optimista al respecto.

La entrada Un colapso de tensión del sistema eléctrico volvió a dejar sin servicio a un tercio de los usuarios de Buenos Aires se publicó primero en EconoJournal.

, Nicolas Gandini

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El proyecto de ley que impulsará el mercado de renovables en Perú se trataría la próxima semana

Hoy se iba a tratar en el Congreso de Perú el proyecto de ley impulsado por el oficialismo que reformaría el esquema de contratación de energía en favor de las renovables. No obstante, de acuerdo a fuentes cercanas al proceso legislativo, contactadas por este medio, ha habido una prórroga del tratamiento a causa del inicio de la Semana de Representación. 

En efecto, según pudo saber este medio, la iniciativa se trataría el 22 de marzo de la próxima semana y el sector energético espera obtener el visto bueno por parte de la Legislatura. 

Según fuentes del sector consultadas por Energía Estratégica, este proyecto de ley, impulsado por el oficialismo, habilitaría el avance de las energías renovables a través de dos ejes fundamentales. 

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

Por otro lado, la Ley buscaría que se promuevan licitaciones en manos del Estado de energía eléctrica renovable por bloques horarios, similar a las que realiza Chile de manera periódica. 

Cabe destacar que ya ha habido avances legislativos para que estas medidas se ejecuten, pero finalmente no prosperaron.

No obstante, ahora la apuesta toma impulso para asegurar el desarrollo eficiente de la generación eléctrica, a fin de optimizar su abastecimiento y promover su diversificación.

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

El objetivo principal es que se pueda reemplazar la potencia antigua y onerosa por una nueva potencia renovable eólica o solar, que es la más competitiva del mundo, permitiendo que los contratos entre partes se hagan más dinámico y, tal como ocurre en cualquier parte del mundo, no se les exija a los generadores ofrecer (además de energía) potencia. 

En caso de obtener el dictamen favorable, la norma permitiría el avance de un gran número de proyectos. Según fuentes de mercado, existen más de 23 GW eólicos y solares con intención de desarrollarse.

Además, la nueva regulación beneficiará a más de 8 millones de peruanos con tarifas eléctricas más bajas y diversificará la matriz de generación asegurando la seguridad de suministro del Perú.

De acuerdo a fuentes del sector, de aprobarse el proyecto de ley, el ejecutivo dará a conocer más detalles concretos de la iniciativa.

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Morales de ACESOL consideró que el esquema transitorio del reglamento de potencia da seguridad y certezas a las inversiones

La semana pasada, el Ministerio de Energía de Chile puso a consulta pública la nueva versión del reglamento de transferencia de potencia, que reemplazará el actual Decreto Supremo Nº 62/2006. 

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

Energía Estratégica conversó con Darío Morales Figueroa, director ejecutivo de la Asociación Chilena de Energía Solar AG. (ACESOL) para conocer cómo impacta dicha metodología propuesta en el sector renovable del país.

En primera instancia, el especialista planteó que la discusión se extendió por más tiempo de lo previsto y que ello generó incertidumbres en el desarrollo de proyectos; pero que a partir del diálogo generado, los actores del mercado tendrán las reglas de juego claras. 

“Agradecemos la decisión del Ministerio de Energía de generar la mesa de trabajo en torno al reglamento. Y si bien la metodología no es necesariamente lo que consideramos adecuado para avanzar en la transición energética, que el transitorio permita pasar de manera suave de un reglamento antiguo al nuevo, parece razonable, lo que da seguridad y certezas a las inversiones ya realizadas”, afirmó. 

«Hay que recordar que las centrales fotovoltaicas que ya están instaladas y operando son las más afectadas por la nueva metodología ya que esta lleva rápidamente sus ingresos por potencia a cero. Es por esta razón que el diseño de los artículos transitorios es fundamental como señal a los inversionistas que ya apostaron por nuestro país”, agregó. 

Tal es así que, preliminarmente, consideró que el reglamento tiene ciertas cuestiones por mejorar, para lo cual estará a consulta pública hasta la última hora del 27 de marzo, y desde ACESOL prevén analizar en detalle el borrador para tener una mirada más precisa. 

“De todos modos, y dada la situación y que el gobierno inició un proceso de diálogo, este transitorio propuesto por el Ministerio de Energía permitiría que las empresas sepan en qué marco de referencia evaluar sus proyectos”, complementó Morales Figueroa.  

Impacto en el almacenamiento

Como bien se mencionó anteriormente, el documento incorpora la aplicación de la tabla del reconocimiento de potencia inicial hacia los sistemas de baterías.

A cada unidad generadora o SAE se le adjudicará una potencia de suficiencia. Y en el caso de que una unidad generadora que incluya un componente de storage, la potencia inicial de la central renovable corresponderá a la suma de la potencia inicial del SAE y la potencia inicial de la componente de generación, calculada de acuerdo a la alternativa metodológica a la que haya optado.

El director ejecutivo de Asociación Chilena de Energía Solar AG no fue ajeno a dicha medida y remarcó que sacar este nuevo reglamento es “una de las urgencias” para implementar la Ley de Almacenamiento y Electromovilidad y los sistemas asociados a las plantas de generación. 

“Era muy importante que ese reconocimiento fuera lo antes posible, por lo que lo vemos muy positivo, ya que el desarrollo de la energía solar en la actualidad – y a futuro – está acompañado completamente por el almacenamiento de energía”.

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Jinko Solar presenta las ventajas competitivas de nuevos módulos solares y soluciones de storage

Jinko Solar, fabricante líder de la industria fotovoltaica, ofrecerá un seminario online y gratuito para profesionales de las energías renovables. Será el miércoles 22 de marzo a partir de las 8 am de México, 9 am de Colombia y 11 am de Argentina.

En este webinar, Jinko Solar analizará las últimas tecnologías disponibles en la industria y presentará su nueva generación de módulos fotovoltaicos Tiger Neo que ya está disponible para Latinoamérica.

Participará como disertante Francisco Vázquez, gerente técnico para Latinoamérica de Jinko Solar. Este experto expondrá sobre las últimas innovaciones en la industria y responderá consultas vinculadas a estos productos, a todos los asistentes a la transmisión en vivo.

Bajo el título “Ventajas competitivas de la generación 2.0 de módulos fotovoltaicos Tiger Neo y nuevas soluciones de Storage” la presentación tendrá como eje hablar de dos componentes clave para nuevos sistemas de generación y almacenamiento energético.

En lo que respecta a la segunda generación de Tiger Neo, es preciso destacar que a poco de su lanzamiento ya se posicionan como uno de los más potentes y eficientes del mundo.

¿Qué porcentajes de eficiencia alcanza la segunda generación de Tiger Neo? ¿Qué tecnologías de almacenamiento están promoviendo? ¿Qué principales características las distinguen de tecnologías precedentes? Son algunas de las preguntas iniciales que responderá el gerente técnico de Jinko Solar para la región durante su exposición.

Energía Estratégica será media partner anfitrión de este encuentro sobre energía solar y almacenamiento e invita a todas las partes interesadas a inscribirse de manera gratuita para recibir el link de acceso a este webinar en su e-mail.

REGISTRO

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Syscom destaca las oportunidades de mercado para generación distribuida y almacenamiento en México 

En el marco de los avances de la tecnología y la consecuente complejización de los sistemas eléctricos, para obtener una instalación de calidad en plantas fotovoltaicas, es primordial contar con los materiales necesarios. Ante esta necesidad, Syscom provee de servicios y herramientas para no tener problemas a la hora de instalar paneles solares.

De esta forma, la empresa que cuenta con 21 sucursales en toda la República de México distribuye soluciones con alta demanda: brindan asesoramiento en configuración de hardware, aprovisionamiento, material de marketing, soporte técnico, área dedicada a proyectos, entrenamientos, certificaciones y soporte pre-post venta.

En exclusiva con Energía Estratégica, el gerente de Ingeniería en SYSCOM®, Daniel Carreón, vislumbra un auge en la industria: “El crecimiento en equipos necesarios para los sistemas fotovoltaicos es notorio. La energía cada día se vuelve más cara, los equipos más accesibles y, por lo tanto, se calculan períodos de recuperación cada vez más cortos”.

Asegura que los equipos más demandados son los módulos solares, inversores, estructuras y accesorios como cables, conectores, pastillas térmicas, tierra física, etc.

“Por la alta competencia, los instaladores son empujados a mejorar, esto se traduce a canalizaciones más complejas y estéticas con tubo conduit rígido, uso de cajas condulet, canaletas cuadradas e implementación de gabinetes a medida”, agrega.

Desafíos y retos para el 2023

El gerente de Ingeniería de la firma hace un balance del año pasado y espera avances en el corto plazo: “El 2022 fue un año con mucho crecimiento y desarrollo de muchos proyectos que buscamos cosechar en el 2023”.

Confiesa que por la alta demanda en equipos para proyectos renovables en el 2022, se tomó la decisión de separar el área de Energía del resto para poder diseñar sus propias estrategias en el mercado y ser más competitivos.

“Esperamos un incremento enorme, principalmente, en sistemas de almacenamiento de energía en baterías y sistemas alternos que mejoren la calidad de la energía que entregamos a nuestros equipos electrónicos”, augura.

Afirma que el almacenamiento de la energía será un punto clave: se demandarán baterías y UPS basados en Litio, sistemas híbridos (storage), bombeo solar por medio de variadores de frecuencia bombear agua con el poder del sol sin necesidad de baterías y nuevas soluciones para evitar daños en equipos electrónicos (calidad de la energía).

“La misión más compleja este año será hacer llegar a cada instalador de manera clara los beneficios de trabajar en equipo con empresas que ofrezcan un servicio íntegro como el nuestro, no solo la venta de equipo si no un servicio completo”, comenta.

Para Carreón, esto se logra con el soporte durante todo el desarrollo del proyecto: “Se debe estar presentes durante la compra e instalación de los bienes y apoyar a futuro para temas de garantías y mantenimientos, así como mejoras a sistemas ya existentes”.

Marco regulatorio

Las principales regulaciones en la venta de este tipo de herramientas las pone la Comisión Reguladora de Energía (CRE) y la Comisión Federal de Electricidad (CFE) al momento de instalar los equipos.

El ingeniero argumenta que el sector crecería muchísimo si se aumentara la capacidad máxima de instalación de módulos en generación distribuida de 0.5 MW a al menos 1 MW.

“Sin dudas, esto abriría la puerta a proyectos muy atractivos y beneficios inmensurables a la sociedad», concluye.

 

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Régimen de Zonas Frías: una ley mal concebida, con errores de diseño e incentivos al derroche de gas

Un régimen de subsidios razonable y consistente debe contar con objetivos precisos y fundados, destinatarios claramente establecidos, una instrumentación adecuada y los recursos requeridos para su financiamiento. Un ejemplo que no reúne varios de los elementos citados es el Régimen de Subsidios a los consumos de Gas por redes de Zona Fría, un mecanismo con efectos regresivos e incentivos al uso dispendioso del recurso que debe ser modificado.

Antecedentes

La política de subsidios a los consumos residenciales de la zona sur del país (Provincias Patagónicas), ya se encontraba vigente en la etapa en la que la provisión del servicio de gas por redes lo prestaba la empresa estatal Gas del Estado. A partir de su privatización en 1993, y a fin de mantener el esquema de tarifas diferenciales (subsidiadas) para los usuarios residenciales del sur del país, el Congreso dispuso incorporar partidas especiales en el Presupuesto Nacional para subsidiar a tales usuarios.

Las referidas partidas aportaban recursos para cubrir el diferencial de recaudación entre la obtenida en base a la tarifa del cuadro tarifario Pleno y la que resultase de la aplicación de la correspondiente al cuadro tarifario Diferencial (Tarifa que abona el usuario).

El objetivo perseguido desde su origen por este esquema de subsidio sobre los consumos de gas fue el de reducir su carga sobre los ingresos de los habitantes de las provincias patagónicas debido a: el rigor climático (alto consumo de gas) y a la intención de brindar mejoras de las condiciones económicas a efectos de promover la inmigración y la radicación de nuevos pobladores en la región como un objetivo de orden geopolítico.

Ante las dificultades del Tesoro Nacional para aportar las correspondientes partidas durante los años 2000/2001, el Congreso dispuso la incorporación en la ley de Presupuesto Nacional para el ejercicio 2002 (N° 25.565) del artículo 75 por el cual se creó el Fondo Fiduciario para Subsidios de Consumos Residenciales de Gas, con el objeto de financiar los subsidios a los consumos residenciales por redes y a la compra de cilindros, garrafas para uso domiciliario de las provincias de Neuquén, La Pampa, Río Negro, Chubut, Santa Cruz, Tierra del Fuego, Antártida e Islas del Atlántico Sur, Sur de la provincia De Buenos Aires y Departamento de Malargüe en la provincia. de Mendoza. Al año siguiente se extendió también a la región conocida como Puna.

Así, el origen de los fondos para cubrir el subsidio pasó de ser aportado por el conjunto de los contribuyentes del país, a que sean los consumidores de gas natural de toda la Argentina, a través del pago de un recargo aplicado sobre los metros cúbicos de gas natural que se consuman por redes o ductos en el territorio nacional, los que aporten los recursos al referido Fondo con destino específico al subsidio en cuestión.

El cambio de los aportantes al Fondo introdujo una mejora en términos de equidad respecto al esquema anterior en razón de que en éste último aportaban todos los contribuyentes del país, aún aquellos que no contaban con el acceso al gas natural por red y que consumían gas envasado en garrafas y cilindros, mientras que a partir del cambio referido fueron los ciudadanos que consumen y gozan de los beneficios del gas natural por redes los que contribuyeron al sostenimiento del subsidio.

Régimen de Zona Fría – Ley 27.637

En 2021 el Congreso de la Nación sancionó la Ley 27.637 (B.O. 7/7/2021) denominada “Régimen de Zona Fría” por la que se prorrogó la vigencia y se amplió el alcance del régimen anterior establecido por el artículo 75 de la Ley 25.565 antes descripto.

Cabe destacar que el nuevo Régimen “de Zona Fría” fue establecido utilizando la estructura y el mecanismo de funcionamiento del Régimen antes vigente, ampliando su alcance e introduciendo un nuevo criterio para la determinación de las nuevas áreas geográficas beneficiadas.

El nuevo criterio se basó en la clasificación bioambiental del país definida por la norma IRAM 11603 vigente, que considera datos climáticos de diferentes estaciones del país brindados por el Servicio Meteorológico Nacional (SMN). Sobre esa base se dividió a todo el territorio del país en 6 zonas bioambientales.

Sergio Massa y Máximo Kirchner, dos de los impulsores de la ley de ampliación de zonas frías aprobada por el Congreso en 2021.

De esta forma se produjo una desnaturalización del régimen de subsidios original, modificándose no sólo su denominación sino, como ya fue mencionado, el criterio para definir las áreas geográficas beneficiadas, incorporando nuevas zonas caracterizadas únicamente por exhibir registros de temperatura bajos durante el invierno.

Expresado en otras palabras, al régimen de subsidios a los consumos residenciales de gas vigente desde hace más de 30 años, con áreas geográficas beneficiarias seleccionadas considerando cuestiones climáticas, económicas y geopolíticas; se le superpuso otro esquema de subsidio estructurado en base a una sola variable: las temperaturas registradas durante el período invernal en todo el territorio del país.

De esa forma el nuevo régimen de Zona Fría mantiene el subsidio a las zonas originalmente beneficiadas (Provincias Patagónicas, Departamento de Malargüe en la provincia de Mendoza y Región de La Puna), e incorpora nuevas zonas calificadas como: templadas cálidas, templadas frías y frías, de acuerdo con lo consignado en el Anexo de la Ley 27.637.

Entre las nuevas regiones beneficiadas se encuentran gran parte de la provincia de Buenos Aires, centro y sur de Córdoba, sur de Santa Fe, la provincia de Mendoza y casi la totalidad de la provincia de San Luis. 

Como se puede apreciar, algunas de las zonas incorporadas al beneficio se caracterizan por sus climas templados, importantes niveles de actividad económica, con media/alta densidad poblacional e integración territorial.

Respecto al beneficio otorgado, por el solo hecho de residir en las nuevas zonas beneficiarias los usuarios obtienen como beneficio un descuento del 30% sobre tarifa plena, de manera generalizada y sin fijar restricciones asociadas con variables socioeconómicas (Ingresos, patrimonio), lo que da como resultado que el subsidio también sea recibido por usuarios de ingresos medios y altos.

El otro segmento de usuarios beneficiado con el Régimen de Zona Fría es el que, localizándose en las nuevas áreas beneficiarias, recibe un descuento sobre tarifa plena del 50% por cumplir alguno de los criterios de elegibilidad relacionados con la condición económica (ingresos, receptores de AUH, asignación por embarazo, seguro de desempleo, electrodependientes, etc).

Centrando el análisis en este último segmento, si bien se destaca la naturaleza similar de los criterios antes mencionados en comparación con aquellos establecidos para definir si un usuario es pasible de ser considerado beneficiario de la Tarifa Social se observa, al comparar ambos regímenes, que algunos de los criterios difieren significativamente.

En efecto, con relación a los criterios asociados a los ingresos (de jubilados, pensionados, en relación de dependencia, monotributistas), se observa un enfoque más restrictivo para ser incorporado al beneficio de la Tarifa Social (menor o igual a 2 Salarios Mínimos Vitales y Móviles -SMVM), respecto al adoptado en el Régimen de Zona Fría (menor o igual a 4 SMVM).

Asimismo, este último Régimen no incluye criterios de exclusión vinculados con el patrimonio, por ej.: posesión de más de una propiedad, de un auto de menos de 10 años de antigüedad, de una aeronave o una embarcación de lujo; los cuales sí se encuentran contemplados en la Tarifa Social y son motivo de rechazo.

Teniendo en cuenta que en ambos regímenes se otorga como beneficio una reducción del costo del servicio público de gas por redes y que contemplan para su otorgamiento un conjunto de criterios de elegibilidad con conceptos similares, se aprecia un tratamiento más laxo del régimen de Zona Fría respecto al de Tarifa Social, específicamente por los requisitos vinculados a los ingresos y por la ausencia, en el primer caso, de criterios de exclusión asociados al patrimonio.

De esta manera, un usuario no elegible para recibir la Tarifa Social (con un ingreso mayor a 2 SMVM), podría beneficiarse bajo el Régimen de Zona Fría con un descuento del 50% sobre tarifa plena (ingreso mayor a 2 SMVM y menor o igual a 4 SMVM).

Por otra parte, si un usuario de la misma zona fuera rechazado para recibir la Tarifa Social por cumplir con uno de los criterios de exclusión expuestos más arriba, no tendría impedimento para acceder al beneficio de Zona Fría.

Dichas inconsistencias reflejan claramente los defectos de diseño del Régimen de Zona Fría al haberse estructurado sobre la base de un esquema de subsidios ya existente y en funcionamiento -Subsidio a los consumos residenciales de las provincias Patagónicas, Malargüe y Puna-, lo que dio como resultado una nueva versión inconsistente y distorsionada del Régimen anterior, con un incremento notable de la cantidad de nuevos beneficiarios.

Prueba de ello es que la ampliación del alcance del régimen de subsidios preexistente se tradujo en un incremento de casi 5 veces el número de beneficiarios originales (3.100.000 adicionales).

Conclusión

El Régimen de Subsidios a los consumos de Gas por redes de Zona Fría es un proyecto mal concebido, con errores de diseño, con efectos regresivos e incentivos al uso dispendioso del recurso, por lo que la recomendación que surge es la de retrotraer el Régimen de subsidios a su anterior diseño y alcance territorial, lo que requerirá la intervención del Congreso de la Nación para modificar la Ley.

Asimismo, si el objetivo buscado es el de ampliar el alcance del subsidio a los consumos de gas por redes, lo aconsejable es perfeccionar el mecanismo de selección de beneficiarios aplicado actualmente en el Régimen de Tarifa Social a fin de mejorar su focalización y alcance, de forma tal de asegurar que los beneficios recaigan solo sobre los usuarios que realmente lo necesiten.  

La entrada Régimen de Zonas Frías: una ley mal concebida, con errores de diseño e incentivos al derroche de gas se publicó primero en EconoJournal.

, Néstor Touzet

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Brasil puso a consulta pública la subasta de transmisión más grande de su historia

La Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL) de Brasil puso a consulta pública la segunda subasta de transmisión del 2023 para expandir las redes de transmisión del país. Licitación prevista para el 31 de octubre y en la que se aguarda que se rompan récords históricos de este tipo de obras si se presentan interesados. 

La particularidad de esta convocatoria es que será “la mayor subasta en términos de proyectos y montos de inversión jamás realizada por ANEEL”, de acuerdo a los dichos del director de ANEEL, Ricardo Tili, durante la presentación de la subasta. 

¿Por qué? El especialista explicó que “está en línea con la transición energética que está atravesando Brasil” y que se pretende llevar la energía renovable generada en centro-este y nordeste del país hacia los centros de consumo de carga. 

Para ello, el país licitará tres lotes para la construcción y mantenimiento de nueve proyectos en los estados de Goiás, Maranhão, Minas Gerais, São Paulo y Tocantins, que en conjunto sumarán 4471 kilómetros en líneas de transmisión y 9.840 MW en capacidad de conversión en subestaciones eléctricas. 

El plazo de construcción de las obras será entre 60 y 72 meses (dependiendo la infraestructura requerida) y se espera que esta convocatoria genere cerca de 36000 puestos de trabajo directos e indirectos y aproximadamente R$ 19,7 mil millones en inversión, superando los R$ 16 mil millones previstos para la subasta de transmisión N° 1/2023, a realizarse el 30 de junio. 

Entre los lotes presentados, se destaca el primero, que contempla la entrega de aproximadamente 1.468 km de líneas de transmisión de corriente continua, atravesando tres entidades federativas (Maranhão, Tocantins y Goiás). 

Y de ese modo podría concentrar la mayor inversión en un único lote adjudicado por la Agencia Nacional de Energía Eléctrica, con R$ 15,9 mil millones. Aunque por su complejidad, también posee el plazo de ejecución más largo jamás concedido por la Agencia (72 meses), justificado por el tamaño de la obra y la capacidad del mercado para atender las demandas de la construcción.

Sin embargo, si dicho lote no recibe ofertas interesados, desde ANEEL confirmaron que el segmento N° 2 directamente no se licitará, “ya que ambas promociones están relacionadas entre sí”.

Así se reparten los lotes de la subasta de transmisión N° 2/2023: 

Lote N° 1 

LT ±800 kV CC Graça Aranha – Silvânia, con 1.468 km (1);
LT 500 kV Presidente Dutra – Graça Aranha C3, CS, con 18 km;
Tramos de LT 500 kV entre SE Graça Aranha y el tramo de LT 500 kV Presidente Dutra – Teresina 2 C1, con 2 x 7,5 km;
Tramos de LT 500 kV entre SE Graça Aranha y el tramo de LT 500 kV Presidente Dutra – Teresina 2 C2, con 2 x 6 km;
SE ±800 kV/500 kV Graça Aranha y Compensación Síncrona 500 kV, 3x (-300/+300) Mvar;
SE ±800 kV/500kV Sylvania y Compensación Síncrona 500 kV, 3x (-300/+300) Mvar.

Lote N° 2

LT 500 kV Silvânia – Nova Ponte 3, C1 e C2, CD, com 330 km;
LT 500 kV Nova Ponte 3 – Ribeirão Preto, C1 e C2, CD, com 221 km.

Lote N° 3

LT 500 kV Marimbondo 2 – Campinas, C1, CS, com 388 km.

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Costa Rica construirá el primer proyecto de generación de electricidad a partir de desechos sólidos no valorizables en Centroamérica

Los desechos sólidos no valorizables como cáscaras, hojas, llantas, estereofón, papel higiénico, entre otros, que normalmente van a parar a la basura de los vecinos de Liberia, Carrillo, Hojancha y Nicoya, localidades ubicadas en la provincia de Guanacaste en Costa Rica se transformarán en electricidad a partir de enero del 2025.

Esto gracias a un proyecto visionario de la  Cooperativa de Electrificación Rural de Guanacaste R.L. (COOPEGUANACASTE R.L) que logra ampliar su matriz energética, hacia la biomasa para sumar un  total de siete plantas de generación propia de electricidad a los ya existentes: Solares, eólicas e hídricas.

La construcción de su planta de biomasa  se ubicará en Palestina en Belén, Carrillo, Guanacaste y  será la primera en Costa Rica y  Centroamérica.

En promedio, se prevé que la planta reciba 150 toneladas diarias de desechos sólidos ordinarios, los cuales permitirán generar entre 7,7 megavatios por hora (MWh) y 9 MWh, a partir de un proceso conocido como gasificación pirolítica.

“Para producir energía de la biomasa los desechos ingresan a un horno de entre 1200° y 1500°. Por medio de la gasificación se transforma en vapor.  En un ciclo cerrado, ese vapor ingresa a elevadas presiones a una turbina donde se genera energía mecánica en movimiento y se transforma en energía eléctrica a través de un generador”, explica Erick Herra, gerente de generación y proyectos de Coopeguanacaste R.L.

La forma en la que esa electricidad llega a las casas se da luego de pasar por el transformador de potencia e interconectarse con el sistema de distribución de energía eléctrica de la cooperativa.

Para su séptimo proyecto de generación de energía con fuentes renovables, la cooperativa invertirá aproximadamente $40 millones.  Durante su construcción que inicia en octubre del 2023 se generarán 200 empleos, mientras que, cuando entre en operación 40 oportunidades de trabajos directos. En esa fase de funcionamiento, dicha energía abastecerá a 18 mil hogares en Filadelfia a partir del 2025.

Ventajas de la biomasa

La energía de la biomasa presenta un abanico de ventajas, sobre todo para el cuidado del medio ambiente. Una de ellas es que es una fuente renovable y abundante, ya que siempre existen residuos no valorizables. A su vez, es poco contaminante, reduce la dependencia de la energía producida con combustibles fósiles, mejora la calidad del aire y por ende disminuye los efectos del cambio climático.

Otro de los beneficios es que durante el proceso de gasificación pirolítica se genera un residuo inerte al cual se le dará un segundo uso al utilizarse para fabricar adoquines para calles y alamedas.

Por si fuera poco, esta planta incrementará la vida útil de los rellenos sanitarios de las municipalidades de Liberia, Nicoya, Carrillo y Hojancha, entre otras confirmadas.

Además, los municipios también se beneficiarán porque reducirán el volumen de los residuos de sus cantones,  de forma rápida y segura, tendrán más control continuo y estricto de las emisiones gaseosas, eliminarán criaderos de mosquitos y malos olores.

“Ya contamos con la aprobación de la Secretaría Técnica Nacional Ambiental (SETENA) y estamos en el proceso de elegir la tecnología que se utilizará y que será de última generación”, agregó Herra.

Generación verde  

Esta planta llegará a robustecer la matriz energética de la cooperativa, la cual está conformada por seis proyectos de generación verde a base de agua, sol y viento, los cuales  abastecen de electricidad a más de 88 mil asociados, vecinos de Carrillo, Santa Cruz, Concejos Municipales de Distrito de Lepanto y Paquera, y algunas zonas de Nandayure, Hojancha y Nicoya.

Datos de la cooperativa indican que la demanda eléctrica de Coopeguanacaste R.L creció en el 2022 en un 7.61%, de ahí la necesidad de ampliar de forma planificada la producción de energía a través de fuentes renovables.

“Desde el 2008 nos enfocamos en contribuir con el país en reducir la huella de carbono y en cumplir con los Objetivos de Desarrollo Sostenible (ODS), pero más allá de eso, buscamos ofrecer una tarifa eléctrica más competitiva y que sea un beneficio directo para los guanacastecos. El desarrollo de proyectos propios de generación de electricidad nos permite cumplir con ese fin”, añade Miguel Gómez, gerente general de Coopeguanacaste R.L.

Sol y viento producirán más 

La cooperativa guanacasteca planifica para el 2028,  la inauguración de un parque solar más ubicado dentro de las instalaciones del Parque Eólico Cacao. El mismo producirá 3 megas y beneficiará a 2.000 hogares de Santa Cruz y Nicoya. Mientras que, triplicará la capacidad del Parque Eólico Río Naranjo de 9 a 27 megas de potencia, brindando seguridad energética a 22 mil hogares guanacastecos.

Sobre Coopeguanacaste R.L

La cooperativa más grande de Guanacaste. Distribuye energía eléctrica a hogares, comercios e industria, siendo la distribuidora más rural del país. Comercializa línea blanca, materiales eléctricos, seguros y servicios de telecomunicaciones (Internet, televisión digital y telefonía IP).

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Avanza la construcción del parque solar donado por 360Energy y Genneia a la base petrel en la Antártida Argentina

Hacia fines del 2021, dos empresas líderes en la generación de energías limpias como 360Energy y Genneia se unieron con el Comando Conjunto Antártico Argentino con el objetivo de emprender un proyecto pensado por y para la sustentabilidad, desarrollando un parque solar para abastecer con energía renovable a la Base Petrel en la Antártida Argentina.

Recientemente, ha comenzado la construcción de las bases de hormigón que sostienen las estructuras del Parque, diseñadas para resistir a los vientos fuertes de la zona (+200 km/h) y el montaje de los primeros paneles fotovoltaicos.

El personal del Comando Conjunto Antártico es el encargado del montaje del parque solar con el apoyo y supervisión de los ingenieros de 360Energy y Genneia, previendo que a fines de marzo se inicien los trabajos de conexión eléctrica y posterior conexión con la red que actualmente tiene la Base con grupos electrógenos impulsado por combustibles fósiles.

La Base Petrel es una de las 13 bases argentinas en la Antártida y se encuentra en el archipiélago Joinville, al pie del glaciar Rosamaría en la rada Petrel de la Isla Dundee, a unos 1.100 kilómetros al sur de Ushuaia. Esta base está volviendo a ser una base permanente (con presencia humana todo el año) gracias al proyecto de restauración que lleva adelante el Comando Conjunto Antártico, en el cual se enmarca nuestro proyecto de energía renovable.

Con el objetivo de generar energía limpia para abastecer el consumo de la futura dotación permanente de la Base, futuro polo logístico en la región, el Parque posee una superficie de 800 m2 y cuenta con 200 paneles fotovoltaicos policristalinos que dotarán a la Base de una potencia próxima a los 50 KW.

“Estamos muy contentos de trabajar junto a 360Energy y el Comando Conjunto Antártico para el desarrollo y construcción del parque solar en la Base Petrel que contribuirá con nuestro compromiso en pos de un cambio positivo en la matriz energética”, expresó Gustavo Castagnino, director de Asuntos Corporativos y Sustentabilidad |ESG de Genneia.

Mientras que Maximiliano Ivanissevich, Director de Asuntos Corporativos y Capital Humano de 360Energy afirmó “Ver que avanza el parque solar en la Base Petrel nos hace sentir orgullosos de como el trabajo mancomunado de empresas privadas y el Estado, en este caso a través del Comando Antártico, tiene resultado concretos y en línea con los valores de sostenibilidad que compartimos”.

Dos empresas líderes en el sector de las energías renovables como Genneia y 360Energy desarrollaron, diseñaron y donaron los componentes del futuro parque solar en Base Petrel comprometiéndose con la misión y trabajando en conjunto con el Comando Antártico para concretar un hito en la generación de las energías renovables de nuestro país.

Acerca de 360Energy

360Energy es una de las empresas de mayor referencia en el sector solar fotovoltaico del país. Desarrolló y opera el primer parque solar de gran escala del país ubicado en la provincia de San Juan, a la vez que ha desarrollado y construido otros 10 parque solares en las provincias de Catamarca, La Rioja y San Juan con una potencia total de más de 200MWp.

360Energy se perfila como una compañía integrada de energía solar, abarcando desde el desarrollo de proyectos, su construcción, operación y mantenimiento, y pasando por la comercialización de servicios a terceros y venta de energía renovable a privados.

Acerca de Genneia

Genneia es la compañía líder en la provisión de soluciones energéticas sustentables en Argentina, con un 18% de participación en la capacidad instalada 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 Ullum (82MW) y Sierras de Ullum (78 MW), próximo a inaugurarse, ubicados en la provincia de San Juan. Actualmente nos encontramos iniciando la construcción del Parque Eólico La Elbita en Tandil (162 MW) y el Parque Solar Tocota III en San Juan (60 MW).

Como agentes activos de cambio, la compañía gestiona sus programas de Sustentabilidad sobre los siguientes pilares: liderazgo en energías renovables, operación respetuosa del medioambiente y aporte a la lucha contra el cambio climático, construcción de valor para las comunidades, compromiso con su gente y desarrollo de su cadena de valor.

Acerca del COMANDO CONJUNTO ANTARTICO

La República Argentina ha estado presente físicamente en el territorio antártico desde el año 1904, donde ha desarrollado gran cantidad de trabajos de investigación científicos, ayudas y salvamentos en apoyo a otros países y ha explorado el continente blanco de forma continua y sin descanso, durante todos estos años.

En la actualidad, se encuentran emplazadas dentro del Territorio Antártico Argentino, 7 bases de ocupación permanente (con personal desplegado durante todo el año) y 6 bases de actividad de verano (temporales), entre la que se encuentra la Base Antártica Conjunta Petrel, que a partir del año 2022 pasó a engrosar la lista de bases permanentes.

La Base Antártica Petrel fue fundada el 22 de febrero de 1967, iniciando como base naval de ocupación permanente, hasta el año 1976 que tuvo que replegarse la dotación debido a un incendio que destruyó por completo la casa alojamiento principal. Desde esa fecha hasta la actualidad, se ha mantenido como base temporal albergando grupos de trabajo de verano y científicos que llevaron adelante tareas de investigación en ese sector de la Península Antártica.

Las instalaciones de la vieja Base Petrel se emplazan sobre una planicie de material pétreo suelto, conocido como Cabo Welchness (63°28´40” latitud sur – 56°13´37” longitud oeste), único sector de la Isla Dundee no cubierta por el Glaciar Rosamaría. Dicha isla es parte del Archipiélago Joinville, ubicado al noreste de la Península Antártica.

A inicios del año 2000 se retomaron los estudios tendientes a la reactivación de la base como centro logístico, tomándose la decisión de avanzar en ellos durante el año 2020.

En la Campaña Antártica 2021/2022 la base Petrel, luego de casi 44 años como base de verano, pasó a ser permanente iniciándose las tareas para su reactivación y transformación integral.

La remodelación de la base, está orientada a:

El desarrollo de un nodo científico integrado con laboratorios multidisciplinarios de investigación, ciencia y tecnología, que permita la estadía y el tránsito de científicos, junto con la recepción, almacenamiento, análisis y despacho de muestras.
Un nodo logístico que permita lograr una estrecha vinculación entre los medios logísticos aéreos y marítimos a través de su futuro muelle y pistas de aterrizaje, con el fin de optimizar el apoyo a la Investigación Científica en el Territorio Antártico Argentino mediante una eficiente Actividad Logística Antártica Argentina (ALAA), el Sistema de Búsqueda y Rescate (SAR).
Reorientar el empleo de los recursos aplicados por nuestro país a apoyo a la actividad científica del Programa Antártico Argentino, sin necesidad de incrementarlos, proporcionando una mayor flexibilidad en los apoyos logísticos prestados y un mejor enlace entre nuestro país y la Antártida.
Apoyar con las capacidades científicas y logísticas remanentes, actividades cooperación internacional con otros programas antárticos.
Aprovechar las facilidades de acceso de base Petrel de medios aéreos y navales para centralizar a través de ella, las actividades de búsqueda, salvamento y evacuaciones sanitarias hacia el continente americano.

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Avanza la construcción del Parque Solar Fotovoltaico donado para la Base Petrel

Hacia fines del 2021, 360Energy y Genneia se unieron con el Comando Conjunto Antártico Argentino con el objetivo de emprender un proyecto pensado por y para la sustentabilidad, desarrollando un parque solar para abastecer con energía renovable a la Base Petrel en la Antártida Argentina. Y recientemente, comenzó la construcción de las bases de hormigón que sostienen las estructuras del Parque, diseñadas para resistir a los vientos fuertes de la zona (+200 km/h) y el montaje de los primeros paneles fotovoltaicos.

El personal del Comando Conjunto Antártico es el encargado del montaje del parque solar con el apoyo y supervisión de los ingenieros de 360Energy y Genneia, previendo que a fines de marzo se inicien los trabajos de conexión eléctrica y posterior conexión con la red que actualmente tiene la Base con grupos electrógenos impulsado por combustibles fósiles. 

La Base Petrel es una de las 13 bases argentinas en la Antártida y se encuentra en el archipiélago Joinville, al pie del glaciar Rosamaría en la rada Petrel de la Isla Dundee, a unos 1.100 kilómetros al sur de Ushuaia. Esta base está volviendo a ser una base permanente (con presencia humana todo el año) gracias al proyecto de restauración que lleva adelante el Comando Conjunto Antártico, en el cual se enmarca nuestro proyecto de energía renovable.

Con el objetivo de generar energía limpia para abastecer el consumo de la futura dotación permanente de la Base, futuro polo logístico en la región, el Parque posee una superficie de 800 m2 y cuenta con 200 paneles fotovoltaicos policristalinos que dotarán a la Base de una potencia próxima a los 50 KW. 

“Estamos muy contentos de trabajar junto a 360Energy y el Comando Conjunto Antártico para el desarrollo y construcción del parque solar en la Base Petrel que contribuirá con nuestro compromiso en pos de un cambio positivo en la matriz energética”, expresó Gustavo Castagnino, director de Asuntos Corporativos y Sustentabilidad |ESG de Genneia.

Mientras que Maximiliano Ivanissevich, director de Asuntos Corporativos y Capital Humano de 360Energy afirmó “Ver que avanza el parque solar en la Base Petrel nos hace sentir orgullosos de como el trabajo mancomunado de empresas privadas y el Estado, en este caso a través del Comando Antártico, tiene resultado concretos y en línea con los valores de sostenibilidad que compartimos”

Dos empresas líderes en el sector de las energías renovables como Genneia y 360Energy desarrollaron, diseñaron y donaron los componentes del futuro parque solar en Base Petrel comprometiéndose con la misión y trabajando en conjunto con el Comando Antártico para concretar un hito en la generación de las energías renovables de nuestro país. 

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El ENRE informará al Congreso resultados de la auditoría a Edesur

El Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE) informó que “en virtud de la Resolución ENRE 237/2023, en los próximos 90 días elevará al Honorable Congreso de la Nación y a las autoridades competentes, el informe técnico resultante de la auditoría integral que dispuso la mencionada resolución y que evalúa el desempeño de la prestación del servicio público de distribución eléctrica por la empresa EDESUR S.A, y el grado de cumplimiento de las obligaciones contenidas en el contrato de concesión”.

La auditoría en curso, se indicó, considera “la evaluación operativa y de gestión de la distribuidora que han derivado en la falta de atención en tiempo y forma de los reclamos de los usuarios y en la reposición del servicio, incumplimientos estos que, más allá de los indicadores globales e individuales de calidad, denotan cuestiones subyacentes que pueden afectar la continuidad de la concesión”.

La distribuidora de electricidad por redes domiciliarias en el sur del Area Metropolitana de Buenos Aires, está en proceso de venta de sus activos dispuesta por la accionista y operadora Enel.

La auditoría fue dispuesta por el ENRE hace varias semanas como consecuencia de las deficiencias en la prestación del servicio de suministro y en la atención de los reclamos de los usuarios. Ello, mientras se evalúa una multa a la compañía que sería de al menos 1.000 millones de pesos, según cálculos oficiales preliminares.

Todo esto, antes de los cortes devenidos como consecuencia de la novena y prolongada ola de calor que afecta a gran parte del país.

Martello refirió en declaracioes periodísticas que “Comenzamos un proceso de análisis de 90 días para elevarle a las autoridades competentes un informe técnico para que evalúen las condiciones de la empresa y las eventuales acciones a seguir”. Opinó que es necesario que “la política evalúe qué tiene que hacer con una empresa a la que le quedan 60 años de concesión“.

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360 Energy y Genneia avanzan en la construcción de un parque solar en la Antártida

Las compañías 360 Energy y Genneia se unieron con el Comando Conjunto Antártico Argentino para construir el Parque Solar Donado que abastecerá con energía renovable a la Base Petrel en la Antártida Argentina. El proyecto inició a fines de 2021, pero recientemente comenzó el montaje de los primeros paneles fotovoltaicos y la construcción de las bases de hormigón que sostienen las estructuras del parque, diseñadas para resistir a vientos de más de 200 km/h. El parque solar posee una superficie de 800 metros cuadrados (m2) y contará con 200 paneles fotovoltaicos policristalinos que dotarán a la base de una potencia cercana a 50 KW.

“El personal del Comando Conjunto Antártico es el encargado del montaje del parque solar con el apoyo y supervisión de los ingenieros de 360Energy y Genneia”, según informaron las compañías. Se prevé que a fines de marzo se inicien los trabajos de conexión eléctrica y posterior unión con la red que actualmente tiene la base con grupos electrógenos impulsado por combustibles fósiles.

Gustavo Castagnino, director de Asuntos Corporativos y Sustentabilidad |ESG de Genneia, sostuvo: “estamos muy contentos de trabajar junto a 360 Energy y el Comando Conjunto Antártico para el desarrollo y construcción del parque solar en la Base Petrel que contribuirá con nuestro compromiso en pos de un cambio positivo en la matriz energética”.

Por su parte, Maximiliano Ivanissevich, director de Asuntos Corporativos y Capital Humano de 360 Energy, afirmó: “ver que avanza este parque solar nos hace sentir orgullosos de cómo el trabajo mancomunado de empresas privadas y el Estado, en este caso a través del Comando Antártico, tiene resultado concretos y en línea con los valores de sostenibilidad que compartimos”.

Genneia y 360 Energy “desarrollaron, diseñaron y donaron los componentes del futuro parque solar en Base Petrel comprometiéndose con la misión y trabajando en conjunto con el Comando Antártico para concretar un hito en la generación de las energías renovables de nuestro país”.

La base

La Base Petrel fue fundada el 22 de febrero de 1967 y es una de las trece bases argentinas en la Antártida. Se encuentra en el archipiélago Joinville, al pie del glaciar Rosamaría en la rada Petrel de la Isla Dundee, a unos 1.100 kilómetros al sur de Ushuaia. Inició como base naval de ocupación permanente, hasta que en el año 1976 tuvo que replegarse la dotación debido a un incendio que destruyó por completo la casa alojamiento principal. Desde esa fecha hasta la actualidad, se mantuvo como base temporal albergando grupos de trabajo de verano y científicos que llevaron adelante tareas de investigación en ese sector de la Península Antártica.

Ahora, está volviendo a ser una base permanente (con presencia humana todo el año) gracias al proyecto de restauración que lleva adelante el Comando Conjunto Antártico, en el cual se enmarca el proyecto de abastecerse con energía renovable.

En la Campaña Antártica 2021/2022 la base Petrel, luego de casi 44 años como base de verano, pasó a ser permanente iniciándose las tareas para su reactivación y transformación integral. En la actualidad, se encuentran emplazadas dentro del Territorio Antártico Argentino siete bases de ocupación permanente y seis bases de actividad de verano.

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Genneia y 360Energy avanzan con la construcción del Parque Solar en la Base Antártica Petrel

La energética Genneia anunció que “ha comenzado la construcción de las bases de hormigón que sostendrán las estructuras del Parque Solar que abastecerá con energía renovable a la Base Petrel, en la Antártida Argentina”, diseñadas para resistir a los vientos fuertes de la zona (+200 km/h), y también el montaje de los primeros paneles fotovoltaicos.

Hacia fines del 2021, dos empresas líderes en la generación de energías limpias como 360Energy y Genneia se unieron con el Comando Conjunto Antártico Argentino con el objetivo de emprender un proyecto pensado por y para la sustentabilidad, se destacó.

El personal del Comando Conjunto Antártico es el encargado del montaje del parque solar con el apoyo y supervisión de los ingenieros de 360Energy y Genneia, previendo que a fines de marzo se inicien los trabajos de conexión eléctrica y posterior conexión con la red que actualmente tiene la Base con grupos electrógenos impulsado por combustibles fósiles.

La Base Petrel es una de las 13 bases argentinas en la Antártida y se encuentra en el archipiélago Joinville, al pie del glaciar Rosamaría en la rada Petrel de la Isla Dundee, a unos 1.100 kilómetros al sur de Ushuaia.

Esta base está volviendo a ser una base permanente (con presencia humana todo el año) gracias al proyecto de restauración que lleva adelante el Comando Conjunto Antártico, en el cual se enmarca nuestro proyecto de energía renovable, describió Genneia.

Con el objetivo de generar energía limpia para abastecer el consumo de la futura dotación permanente de la Base, futuro polo logístico en la región, el Parque posee una superficie de 800 metros cuadrados y cuenta con 200 paneles fotovoltaicos policristalinos que dotarán a la Base de una potencia próxima a los 50 KW.

Gustavo Castagnino, director de Asuntos Corporativos y Sustentabilidad de Genneia puntualizó que “Estamos muy contentos de trabajar junto a 360Energy y el Comando Conjunto Antártico para el desarrollo y construcción del parque solar en la Base Petrel que contribuirá con nuestro compromiso en pos de un cambio positivo en la matriz energética”.

Maximiliano Ivanissevich, Director de Asuntos Corporativos y Capital Humano de 360Energy afirmó “Ver que avanza el parque solar en la Base Petrel nos hace sentir orgullosos de como el trabajo mancomunado de empresas privadas y el Estado, en este caso a través del Comando Antártico, tiene resultados concretos y en línea con los valores de sostenibilidad que compartimos”.

Dos empresas líderes en el sector de las energías renovables como Genneia y 360Energy desarrollaron, diseñaron y donaron los componentes del futuro parque solar en Base Petrel comprometiéndose con la misión y trabajando en conjunto con el Comando Antártico para concretar un hito en la generación de las energías renovables de nuestro país.

Acerca de 360Energy
360Energy es una de las empresas de mayor referencia en el sector solar fotovoltaico del país. Desarrolló y opera el primer parque solar de gran escala del país ubicado en la provincia de San Juan, a la vez que ha desarrollado y construido otros 10 parques solares en las provincias de Catamarca, La Rioja y San Juan con una potencia total de más de 200 MWp.

360Energy se perfila como una compañía integrada de energía solar, abarcando desde el desarrollo de proyectos, su construcción, operación y mantenimiento, y pasando por la comercialización de servicios a terceros y venta de energía renovable a privados.

Acerca de Genneia
Genneia es compañía líder en la provisión de soluciones energéticas sustentables en Argentina, con un 18 % de participación en la capacidad instalada 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 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 Ullum (82MW) y Sierras de Ullum (78 MW), próximo a inaugurarse, ubicados en la provincia de San Juan. Actualmente esta construyendo el Parque Eólico La Elbita en Tandil (162 MW) y el Parque Solar Tocota III en San Juan (60 MW).

Acerca del Comando Conjunto Antártico

La República Argentina ha estado presente físicamente en el territorio antártico desde el año 1904, donde ha desarrollado gran cantidad de trabajos de investigación científicos, ayudas y salvamentos en apoyo a otros países y ha explorado el continente blanco de forma continua y sin descanso, durante todos estos años.

En la actualidad, se encuentran emplazadas dentro del Territorio Antártico Argentino, 7 bases de ocupación permanente (con personal desplegado durante todo el año) y 6 bases de actividad de verano (temporales), entre la que se encuentra la Base Antártica Conjunta Petrel, que a partir del año 2022 pasó a engrosar la lista de bases permanentes.

La Base Antártica Petrel fue fundada el 22 de febrero de 1967, iniciando como base naval de ocupación permanente, hasta el año 1976 que tuvo que replegarse la dotación debido a un incendio que destruyó por completo la casa alojamiento principal.

Desde esa fecha hasta la actualidad, se ha mantenido como base temporal albergando grupos de trabajo de verano y científicos que llevaron adelante tareas de investigación en ese sector de la Península Antártica.

Las instalaciones de la vieja Base Petrel se emplazan sobre una planicie de material pétreo suelto, conocido como Cabo Welchness (63°28´40” latitud sur – 56°13´37” longitud oeste), único sector de la Isla Dundee no cubierta por el Glaciar Rosamaría. Dicha isla es parte del Archipiélago Joinville, ubicado al noreste de la Península Antártica.

A inicios del año 2000 se retomaron los estudios tendientes a la reactivación de la base como centro logístico, tomándose la decisión de avanzar en ellos durante el año 2020.
En la Campaña Antártica 2021/2022 la base Petrel, luego de casi 44 años como base de verano, pasó a ser permanente iniciándose las tareas para su reactivación y transformación integral.

La remodelación de la base, está orientada a:

El desarrollo de un nodo científico integrado con laboratorios multidisciplinarios de investigación, ciencia y tecnología, que permita la estadía y el tránsito de científicos, junto con la recepción, almacenamiento, análisis y despacho de muestras.

Un nodo logístico que permita lograr una estrecha vinculación entre los medios logísticos aéreos y marítimos a través de su futuro muelle y pistas de aterrizaje, con el fin de optimizar el apoyo a la Investigación Científica en el Territorio Antártico Argentino mediante una eficiente Actividad Logística Antártica Argentina (ALAA), el Sistema de Búsqueda y Rescate (SAR).

Reorientar el empleo de los recursos aplicados por nuestro país a apoyo a la actividad científica del Programa Antártico Argentino, sin necesidad de incrementarlos, proporcionando una mayor flexibilidad en los apoyos logísticos prestados y un mejor enlace entre nuestro país y la Antártida.

Apoyar con las capacidades científicas y logísticas remanentes, actividades de cooperación internacional con otros programas antárticos.

Aprovechar las facilidades de acceso de base Petrel de medios aéreos y navales para centralizar a través de ella, las actividades de búsqueda, salvamento y evacuaciones sanitarias hacia el continente americano.

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Economía: las 25 empresas que le ponen nafta a la inversión en Argentina

Sus proyectos suman más de 35.000 millones de dólares. Hidrocarburos, industria automotriz, economía del conocimiento, litio y alimentos, entre los destacados. El listado de inversiones productivas “de la economía real” que alcanza a unos 35.000 millones de dólares entre 2022 y lo que va de 2023 es un as en la manga que el Palacio de Hacienda guarda para la batalla que diariamente mantiene con el mercado. En esa nómina, una veintena de empresas de primera línea de los más diversos rubros que decidió enterrar capitales en suelo argentino acerca un poco de aire fresco en medio de la batalla […]

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YPF vuelve a exportar petróleo tras 16 años y pagará dividendos a sus accionistas

La petrolera argentina YPF reiniciará entre mayo y junio las exportaciones de petróleo liviano hacia Chile, gracias a la productividad de Vaca Muerta. Eso no sucede desde 2007, hace 16 años, cuando se cerró el Oleoducto Trasandino (Otasa). Además, como medida para atraer inversiones del exterior, YPF repartirá dividendos en dólares entre sus accionistas por primera vez desde 2019, hace 4 años. En conversación con periodistas en un salón de la New York Stock Exchange (NYSE), tras la presentación del balance (que arrojó una rentabilidad del negocio -EBITDA- de casi u$s 5000 millones y una ganancia neta de u$s 2200 […]

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En Vaca Muerta destinan $1.500 millones para reactivar la producción convencional

La iniciativa de Reactivación de la Productividad fue prorrogada por el gobierno neuquino por un año más. Ediciones anteriores lograron obtener planos de más de cien mil pozos donde se prevé producir 1,5 millones de barriles de petróleo. Neuquén es la provincia que está liderando el desarrollo de Vaca Muerta, pero no quiere ignorar la tradición de la producción convencional. Por ello, el gobierno provincial amplió un año más el paquete de incentivos sectoriales, permitiendo a las empresas acceder a beneficios fiscales de hasta 1.500 millones de pesos. La provincia lanzó la tercera edición del Programa de Reactivación Productiva a […]

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Cerro Hamaca: abrieron los sobres de las ofertas para la explotación, desarrollo y exploración del área neuquina

El acto se desarrolló esta mañana en instalaciones del ministerio de Energía y Recursos Naturales. Se presentaron cinco empresas. Ahora resta que la comisión de preadjudicación evalúe las propuestas. Se llevó a cabo hoy la apertura de sobres de la licitación pública nacional e internacional para la explotación, desarrollo y exploración del área Cerro Hamaca. Del acto administrativo participaron el ministro de Energía y Recursos Naturales, Alejandro Monteiro, y el subsecretario de Energía, Minería e Hidrocarburos, Gabriel López. Se postularon cinco empresas (Petróleos Sudamericanos SA; Gas y Petróleo del Neuquén SA; Crown Point Energía SA; Fox Petrol SA y Maref […]

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Massa lanzó Potencia PyMEX para impulsar a las empresas a ganar mercados internacionales

El ministro de Economía, Sergio Massa, presentó junto con el secretario de Industria y Desarrollo Productivo, José Ignacio de Mendiguren, un paquete de inversión para PyMEs exportadoras. El ministro de Economía, Sergio Massa, puso en marcha Potencia PyMEX, un paquete de $12.000 millones de inversión del Estado nacional para potenciar a las PyMEs exportadoras y avanzar hacia una estructura productiva nacional más compleja, con mayor valor agregado y más tecnología. El anuncio se realizó en el marco de la inauguración de la planta de la empresa Patagonia CNC Machines a través de la cual prevén triplicar la capacidad productiva para […]

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Gasoducto Néstor Kirchner: por la alta demanda de horas extras, los trabajadores piden evitar el impuesto a las Ganancias

Trabajadores de la planta Tenaris Siat de Valentín Alsina piden ser excluidos del Impuesto a las Ganancias, que se “come” las numerosas horas extras que hacen para terminar a tiempo. El gasoducto Néstor Kirchner es una de las obras más importantes de la historia y significará un cambio de época en materia energética para el país. Sin embargo, detrás de las luces del proceso de construcción yace el reclamo de los trabajadores involucrados en la fabricación de tuberías. Obreros de la planta Tenaris Siat de Valentín Alsina piden ser excluidos del Impuesto a las Ganancias, que se “come” las numerosas […]

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Petroleras quieren que no se las obligue a renunciar a sus reclamos contra el Estado para acceder a divisas oficiales

El problema surge cuando el Estado dejó de pagar a los productores la compensación que les corresponde por la producción de gas destinada a satisfacer la demanda residencial. Si bien los pagos más recientes se realizaron en julio del año anterior, existen pagos prospectivos a partir de mediados de 2021, y las empresas no quieren descartar la posibilidad de presentar reclamos para contar con el Régimen de Acceso a Divisas para la Producción Incremental de Petróleo.  Varias empresas petroleras han comenzado a solicitar formalmente al gobierno que flexibilice el requisito de renunciar a cualquier reclamación administrativa o judicial contra el […]

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Pampa Energía busca acceder al dólar oficial

Pampa Energy solicitó a la Nación adherirse al Régimen de Acceso a Dividendos para incrementar la producción de petróleo y gas. La empresa anunció su solicitud de acceso al beneficio en su presentación de resultados del cuarto trimestre de 2022, la cual fue sancionada por Resolución 13/23 del 13 de enero de 2023, y establecida por Decreto N° 277/22. Pampa presentó la solicitud de adhesión al reglamento que rige las exportaciones de petróleo y gas para el tercer y cuarto trimestre de 2022. La empresa informó a la CNV que a la fecha aún no se designa al secretario de […]

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Un parque solar en la universidad

La Universidad Nacional de La Plata puso en marcha un proyecto para instalar un parque de energía solar fotovoltaica que abastecerá a la red eléctrica con el equivalente a su consumo energético. Es una iniciativa pionera en América Latina y se espera que su construcción finalice en dos años. La Universidad Nacional de La Plata (UNLP) trabaja en la instalación de un parque solar para abastecer al 100% su demanda energética. El objetivo principal del proyecto, que se puso en marcha esta semana, es poder inyectar a la red eléctrica al menos la misma cantidad de energía que consumen todas […]

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La Argentina ante el CO2 de la aviación

En otras entregas publicamos notas sobre temas de interés aeronáutico general con el objetivo de contribuir proactivamente a ofrecer soluciones o ideas creativas a distintas problemáticas que hacen a la evolución propia de nuestra aviación. Así lo hicimos cuando publicamos sobre la figura de “vuelos de costo compartido” como método moderno para acceder al mundo de la aviación, o en tiempos de pandemia de Coronavirus, cuando sugerimos algunas ideas vinculadas con la educación a distancia (algo que vino para quedarse y por suerte, para federalizar más la instrucción) o cuando nos ocupamos de pensar juntos si las normas que regularon […]

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En el día del récord de demanda, hubo que importar energía desde cuatro países para cubrir el pico

Este lunes 13 de marzo se registró la mayor demanda de energía de la historia del país. A las 15.28 se alcanzó los 29.105 megawatts (MW), según información de Cammesa, la compañía que administra el mercado eléctrico mayorista. El alto consumo se dio en medio de una ola de calor con temperaturas cercanas a los 40 grados. Para cubrir el pico, el parque de generación local al máximo no pudo abastecer la demanda y el país tuvo que importar energía de Brasil, Uruguay, Bolivia y Paraguay.

Según señalaron a EconoJournal fuentes del sector de generación, en la provincia de Corrientes hubo un riesgo de desenganche de líneas provenientes de la Central Hidroeléctrica de Yacyretá, a raíz de un incendio registrado cerca de torres de alta tensión, en un fenómeno que se torna cada vez más usual por la sequía y la quema de pastizales en el campo para resembrar.

Generación propia

El parque de generación local estuvo exigido toda la tarde de ayer. Del total de 26.664 MW, las usinas térmicas aportaron 16.886 MW. Luego, las centrales hidroeléctricas como Yacyretá, Salto Grande y Río Grande generaron 6.635 MW en el horario pico. La generación hidroeléctrica tuvo 1.068 MW indisponibles. Otro sector del parque de generación que sumó lo máximo disponible fue el de las energías renovables, que llegó a 2.142 MW. Por su parte, las centrales nucleares de Embalse y Atucha I generaron 1.001 MW, ya que Atucha II (750 MW) por el momento no está operativa.

Argentina utilizó toda la capacidad de generación que tenía disponible, incluido 2.095 MW de las reservas (máquinas térmicas paradas y menos eficientes que entran en operación si se las requiere). De todos modos, no le alcanzó para cubrir el pico de demanda. Por eso tuvo que importar energía. En total, la región aportó 2.441 MW. Desde Brasil se importaron 1.866 MW. El dato no es menor, ya que fue una suerte climatológica que Brasil tenga esta cantidad de energía disponible para enviar a la Argentina. Además, desde Uruguay ingresaron 492 MW, Bolivia sumó 55 MW y Paraguay hizo lo propio con 28 MW. Juntos, los países limítrofes aportaron más energía al sistema que toda la generación renovable de la Argentina.

Las importaciones y exportaciones en la región se negocian según los excedentes de electricidad de cada país. El precio varía según el escalón de potencia y en qué horario de cada día se concretan. La semana pasada el precio de importación de Brasil se ubicó cerca de los 45 dólares por megawatt por hora (US$/MWh), según una fuente consultada por EconoJournal, aunque admitió que esta semana el precio podría estar cerca de los 60 US$/MWh.

Reservas e indisponibles

Las reservas en realidad son máquinas térmicas menos eficientes que no tienen prioridad para despacharse. El ingreso de la energía mayorista al sistema tiene distintas prioridades. Por ejemplo, las fuentes renovables entran primero y las usinas térmicas se van despachando de acuerdo con la eficiencia, por eso las máquinas más modernas lo hacen antes. Según especialistas, un buen sistema eléctrico de un país debería tener reservas de alrededor del 40%. Siguiendo este parámetro, el parque de generación de la Argentina debería poder despachar 35.000 MW, cuando ayer llegó a un tope de 26.664 MW.

Por otra parte, el parque térmico tiene en la actualidad 7.448 MW indisponibles. No se pueden utilizar. Buena parte de estas usinas tienen máquinas de elevada antigüedad y altamente ineficientes cuya reactivación requiere una inversión que no se repaga por el escaso despacho que tendrían los equipos. Según datos de Cammesa, el parque de generación tiene en la actualidad máquinas indisponibles turbovapor (TV) por 3.115 MW; turbogas (TG), por 2.738 MW; ciclos combinados, por 782 MW; y motores diesel (DI), por 813 MW.

Récord y cortes

El récord de 29.105 MW de demanda de energía superó a los 28.562 MW del viernes pasado que, a su vez, había superado el anterior récord de 28.283 MW del 6 de diciembre de 2022. El Gran Buenos Aires alcanzó un nuevo máximo de 11.217 MW a las 15.25, superando el del pasado viernes de 11.151 MW. En medio de la ola de calor, las distribuidoras Edesur y Edenor tuvieron serios problemas con interrupciones del servicio. Cerca de las 19 de este lunes el ENRE informaba que había más de 130.000 hogares residenciales sin luz, la mayoría de Edesur.

Fuentes con conocimiento del segmento de distribución indicaron a EconoJournal que en esta ola de calor -que lleva dos semanas- por encima de los 30° C, cada grado centígrado que sube la temperatura se quedan sin electricidad entre 6.000 y 7.000 usuarios. Este fue un comportamiento constante que se registró durante estos 15 días de temperaturas extremas.  

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, Roberto Bellato

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La petrolera más grande del mundo, Saudi Aramco registró ganancias por u$s161.000 millones

Es un 46% mayor que el año anterior gracias a una disminución en los precios de la energía, un aumento en el volumen de ventas y una mejora en los márgenes de los bienes refinados. La compañía anunció este domingo una ganancia neta anual récord de US$161.100 millones en 2022, un 46% más que el año anterior. Esto fue posible gracias a un aumento en los precios de la energía, un aumento en el volumen de ventas y una mejora en los márgenes de los productos refinados. Las ganancias, que aproximadamente triplican las ganancias de Exxon ($ 56,000,000,000), siguen informes […]

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Bancos arrastran al crudo

Los precios del petróleo Brent de referencia en Europa, se hundieron 4,5% hasta los US$ 79 por barril, impulsados por la crisis bancaria desatada en Estados Unidos.

Al mediodía de ayer, el crudo para entrega en mayo caía 4,48% hasta US$ 79,12 el barril, minutos antes se situó por debajo de los 79 dólares, por primera vez desde el 10 de enero. Varios medios atribuyen el desplome del Brent a la quiebra de los dos bancos estadounidenses Silicon Valley bank y Signature Bank en menos de una semana.

El Silicon Valley Bank quebró el 10 de marzo, lo que supuso el mayor terremoto bancario en EEUU desde la crisis financiera mundial de 2008. Dos días después colapsó el banco Signature Bank, vinculado a las criptomonedas.

El 13 de marzo las principales bolsas europeas se desplomaron pese a las medidas de Estados Unidos para sofocar el ‘incendio’ bancario.

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Mañana se tratará el proyecto de ley que revolucionará el mercado de renovables en Perú

De acuerdo al sector privado, los contratos de compra venta de energía solar o eólica se ven limitados porque en Perú existe la obligación de asociar la energía a la potencia a la hora de venderlas. 

En este marco, mañana el Ministerio de Energía y Minas tratará en la Sesión Ordinaria Número 16 la norma que reformaría el esquema de contratación de energía para que todas las tecnologías puedan participar en igualdad de condiciones. 

Esta resolución clave busca, por un lado, que los contratos de suministro o Power Purchase Agreements (PPAs) no exijan asociar la energía a la potencia, impedimento que evita el desarrollo de plantas eólicas y solares que requieren estos contratos para obtener financiamiento y viabilizar su construcción.

Por otro lado, la Ley buscaría que se promuevan licitaciones en manos del Estado de energía eléctrica renovable por bloques horarios, similar a las que realiza Chile de manera periódica. 

Según pudo saber este medio, ha habido avances legislativos para que estas medidas se ejecuten, pero finalmente no prosperaron.

No obstante, ahora la apuesta toma impulso, esta vez de la mano del Ministerio de Energía y Minas, que ha elaborado un proyecto de ley en este sentido y lo presentará en el Palacio Legislativo.

Esta regulación clave tiene como objetivo asegurar el desarrollo eficiente de la generación eléctrica, a fin de optimizar su abastecimiento y promover su diversificación.

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

El objetivo principal es que se pueda reemplazar la potencia antigua y onerosa por una nueva potencia renovable eólica o solar, que es la más competitiva del mundo, permitiendo que los contratos entre partes se hagan más dinámico y, tal como ocurre en cualquier parte del mundo, no se les exija a los generadores ofrecer (además de energía) potencia. 

En caso de obtener el dictamen favorable, la norma permitiría el avance de un gran número de proyectos. Según fuentes de mercado, existen más de 23 GW eólicos y solares con intención de desarrollarse.

Además, la nueva regulación beneficiará a más de 8 millones de peruanos con tarifas eléctricas más bajas y diversificará la matriz de generación asegurando la seguridad de suministro del Perú.

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EcoFlow planea duplicar sus ventas en Latinoamérica este 2023

EcoFlow, empresa especializada en el desarrollo de energía portátil y sostenible, promociona sistemas de almacenamiento para uso doméstico, al aire libre y profesional con grandes oportunidades de crecimiento en Latinoamérica y el Caribe.

Su línea de productos River 2 (256Wh) y Delta 2 (1024Wh) son las series con mayor demanda en la región, por su gran practicidad para acumular energía, por su facilidad de transportar y porque permiten al usuario tener electricidad en casa y en escenarios outdoor.

Según precisan desde EcoFlow, estas estaciones de energía portátil, que no requieren instalación, son ideales para almacenar la luz solar y convertirla en corriente alterna para ser utilizada en cualquier lugar y alimentar variedad de dispositivos eléctricos.

“Las estaciones de energía se complementan con los paneles solares para el almacenamiento de energía sostenible; de esta forma, se genera un ahorro energético y se puede tener energía disponible 24 horas al día. Con las estaciones de energía y los paneles solares se pueden conectar electrodomésticos de uso diario como un calentador eléctrico, nevera, un horno, luces, así como cualquier dispositivo”, destacaron desde EcoFlow.

De esta manera, los productos EcoFlow se alinean a los esfuerzos por alcanzar una independencia energética y minimizar la dependencia a las redes eléctricas distribuidas que pueden exponer a los usuarios a cortes, apagones o aumentos en los costos por el suministro.

La demanda de este tipo de soluciones estaría en aumento; por lo que, EcoFlow pronostica aumentar considerablemente su participación en este mercado.

“Para el 2023 EcoFlow tiene como objetivo alcanzar metas por USD$45 millones, casi el doble del año anterior. Esto teniendo en cuenta las proyecciones del mercado y el estado actual”, adelantaron desde la empresa.

La oferta de la empresa también se amplía. EcoFlow cuenta con paneles rígidos y flexibles que van desde los 100W hasta los 400 W, algunos de ellos bifásicos, lo que genera mayor rendimiento.

Además, la aplicación de EcoFlow sigue actualizándose para que los clientes puedan monitorear los sistemas, ajustar las salidas de energía, rastrear el consumo y tener un uso más inteligente de sus dispositivos eléctricos.

Visto el gran horizonte de negocios en la región, EcoFlow confirmó su participación como Registration Partner en el próximo megaevento presencial de Future Energy Summit el 29 y 30 de marzo en República Dominicana.

Se prevé la confluencia de más de 400 referentes del sector público y privado en los espacios de networking y salones de conferencias del Hotel Intercontinental de Santo Domingo, donde se llevarán a cabo paneles de debate de alto nivel y se explorarán nuevas sinergias.

ASISTIR

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Brasil: petroleras cuestionan las retenciones temporales que estableció Lula sobre las exportaciones de crudo

Un sorpresivo impuesto temporal sobre las exportaciones de petróleo en Brasil está generando cuestionamientos de las petroleras nacionales e internacionales. Distintas compañías pidieron en la justicia federal brasileña una medida cautelar para suspender la aplicación del impuesto.

El gobierno aprobó el 28 de febrero la medida provisoria 1163/23 que suspende o reduce un impuesto sobre distintos combustibles hasta el 30 de junio. Entre los artículos sorprendió a la industria petrolera un impuesto adicional de 9,2% sobre las exportaciones de crudo que también regirá hasta junio. El gobierno argumentó que el impuesto compensará la pérdida de ingresos por el lado de los combustibles.

“Es una solución transitoria. Las empresas están obteniendo beneficios desorbitados, pagan pocos impuestos y es una solución intermedia. El Congreso tendrá la última palabra”, dijo el ministro de Hacienda, Fernando Haddad.

El Ministerio de Hacienda espera recaudar 6,6 mil millones de reales por esta medida. El gobierno estimó un déficit fiscal de 231,5 mil millones de reales en 2023.

Cuestionamientos

Petroleras que operan en Brasil y exportan crudo cuestionaron la legalidad de la medida provisoria y al gobierno por no haberla consultado previamente con la industria.

“La medida, que fue anunciada sin un diálogo significativo con la industria, trae incertidumbre sobre nuevas decisiones de inversión, afectando la competitividad de Brasil en el sector de exploración y producción, donde el país tiene un fuerte potencial geológico”, dijo Shell en una nota.

Shell, TotalEnergies, Repsol, Equinor y Galp solicitaron la semana pasada en la justicia federal una medida cautelar para suspender la aplicación del gravamen. Argumentan que el impuesto a la exportación, de carácter extrafiscal, no puede utilizarse para compensar la pérdida de recaudación con la exención a los combustibles.

La petrolera Petrogal Brasil, controlada por la portuguesa Galp y Sinopec de China, estimó una pérdida de 50 millones de euros por el impuesto. Petrogal es el cuarto mayor productor de petróleo de Brasil, con una producción de 100.000 bpd.

Sectores de la oposición también cuestionaron la medida, sobre todo aquellos vinculados con los estados productores de petróleo. Las medidas provisorias rigen por 60 días y no son renovables, debiendo pasar por el Congreso para su aprobación una vez que vence el plazo, por lo que el gobierno deberá negociar con aliados y oposición la aprobación de la medida.

La posición de Petrobras

La plana mayor de Petrobras, la petrolera controlada por el Estado brasileño, fue consultada por la medida en el CERAWeek.

Por el impuesto temporal Petrobras podría exportar menos crudo según el presidente de Petrobras, Jean Paul Prates. «Realmente depende de la mezcla de crudos que usaremos en las refinerías, y eso no depende de mí, sino de nuestros muchachos de refinería», dijo en los pasillos del CERAWeek según Bloomberg. «No lo veo como una herramienta directa e inteligente para resolver el problema fiscal» del país, añadió.

Más enfático en su rechazo fue Marcelo Gasparino, miembro del directorio de la petrolera brasileña, que consideró que la medida «es un error». «Creo que la justicia revertirá» el impuesto, dijo Gasparino. «Es posible que haya una caída de las inversiones extranjeras” si el impuesto resulta no ser temporal, agregó.

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, Nicolás Deza

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Ricci de Solis sobre el mercado latinoamericano: “Van cuatro años seguidos que venimos duplicando el número de ventas”

El pasado 25 y 26 de octubre, en el Hotel JW Marriott de Bogotá durante el evento de Latam Future Energy (hoy Future Energy Summit) Marco Ricci, Gerente de Ventas para Latinoamérica de Solis, destacó el salto que está dando la compañía para abordar ya no sólo el mercado residencial sino poner énfasis en el segmento industrial y comercial.

“Tenemos el equipo más grande del mercado”, resaltó, refiriéndose al Solis-60K-LV-5G trifásico: inversor de 50-60kW para red trifásica. Se trata de un modelo de 208-240 VCA con hasta 8 MPPT adaptables a todo tipo de diseño.

“Esta solución permite, en lo que son proyectos industriales o comerciales, ahorrar el transformador”, aseguró Ricci.

Según la propia compañía, en un proyecto en techo comercial de 300 kWp, bajo el mismo diseño de capacidad fotovoltaica, la solución que ofrece el inversor Solis-60K-LV-5G reduce el costo del equipo principal y los cables en más de un 9% en comparación con la solución tradicional del inversor de 30kW.

Además, con hasta 8 MPPT adaptables a todo tipo de diseño, la generación de energía puede aumentar más del 2%, admite una relación de sobredimensionamiento CC / CA del 170%, una corriente de entrada CC máxima de 13 A por string y compatibilidad con módulos bifaciales.

Utility y órdenes de ventas

Ya hace tres años la compañía comenzó a enfocarse a la Utility Scale. “Allí utilizamos nuestro equipo principal que es de 255 kW”, enfatizó el Gerente de Ventas para Latinoamérica de Solis y precisó: “Sólo con este equipo tenemos más de 3 GW instalados”.

“Tenemos productos de alta calidad, a precios muy competitivos y con un servicio de asistencia muy atento, lo que es muy importante en términos de garantías”, aseveró y puntualizó que están abordando como mercados principales a Colombia, República Dominicana y el resto de Centro América, Chile, Uruguay, “proyectos que van de los 15 a 20 MW y hasta los 130 MW”, indicó.

Según Ricci, “van cuatro años seguidos que venimos duplicando el número de ventas”; y recordó que en el 2021 Solis fue la tercera empresa que más exportó inversores a nivel mundial.

Almacenamiento

Otro foco de Solis es la innovación tecnológica, y es por ello que Solis lanzó oficialmente en Latinoamérica el inversor hibrido S6. “Es un equipo de 114 kW que puede acoplar baterías de alta tensión”, cerró.

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Ramos reemplazó a Maturana como subsecretario de Energía de Chile

Luis Felipe Ramos Barrera reemplazó a Julio Maturana como titular de la Secretaría de Energía de Chile y a partir de ahora será quien colabore con el actual ministro de Energía del país, Diego Pardow. 

La llegada de Ramos al cargo en la cartera energética transandina llega producto de un nuevo cambio de gabinete por parte del presidente Gabriel Boric, que incluyó movimientos tanto en el área de Energía como Deporte, Obras Públicas, Ciencias, Relaciones Exteriores y Cultura.

Esta es la segunda modificación de nombres entre los funcionarios públicos en menos de un año, dado que el primer cambio se dio cuando el mandatario chileno asumió la presidencia en marzo del 2022 y en aquel entonces se designó a Claudio Huepe Minoletti como ministro de Energía y a Maturana como subsecretario. 

¿Quién es Ramos? Es licenciado en Ciencias Jurídicas de la Universidad de Chile y máster en Derecho con mención en Derecho Constitucional de la Universidad Católica de Valparaíso y especialista en derecho administrativo económico. 

Y su carrera en la política se remonta a hace más de una década. De 2011 a 2012 se desempeñó como asistente jurídico de fiscal y a partir de ese año hasta el 2015 fue presidente del Tribunal Supremo. 

En tanto que entre 2014 y 2022 fue asesor legislativo del diputado Vlado Mirosevic y posteriormente, hasta su reciente designación, ocupó el cargo de jefe jurídico de gabinete del Ministerio de Obras Públicas de Chile. 

Además, es militante del Partido Liberal, del cual fue presidente entre 2016 y 2021 y también cumplió el rol de coordinador legislativo de la Bancada del Partido Liberal en el Congreso Nacional. 

Durante su primer día en el cargo de la Subsecretaría de Energía de Chile, Ramos publicó en sus redes sociales que estuvo recorriendo las dependencias del ministerio saludando a las funcionarias y funcionarios que día a día cumplen “una labor fundamental para avanzar en la transición energética”.

Hoy fue mi primer día como subsecretario de @MinEnergia. ⚡️

Fue una jornada intensa, donde estuve recorriendo las dependencias del ministerio saludando a las funcionarias y funcionarios que día a día cumplen una labor fundamental para avanzar en la transición energética. pic.twitter.com/A5JLg8Ridl

— Luis Felipe Ramos (@feliperamos1980) March 13, 2023

Mientras que el día de su designación, el presidente Boric declaró que “el propósito de los cambios es mejorar la capacidad de respuesta y de gestión ante las urgencias que tiene la patria y los ciudadanos”.

Y de igual manera, le solicitó a las autoridades del Ministerio Energía que “la transición energética esté a la altura de los nuevos tiempos, sea cada vez más verde y llegue a todos los confines de la República”; sumado que al propio ministro de Economía, Fomento y Turismo, Nicolás Grau, le pidió que fortalezca la estrategia de hidrógeno verde que representa una “tremenda oportunidad” para Chile. 

La salida de Maturana

Julio Maturana es ingeniero civil hidráulico de la Universidad de Chile con magíster en Gobernanza de Riesgo y Recursos en Ruprecht-Karls-Universität Heidelberg (sede Latinoamérica) y entre 2015 y 2018 también estuvo en el Ministerio de Energía, como profesional de la Unidad de Hidroelectricidad, de la División de Desarrollo Sustentable, y luego como coordinador de Estrategias Energéticas Locales.

Y su salida de la subsecretaría se dio en un momento en el que se busca resolver la insolvencia de las empresas renovables en el país luego de que algunas suministradoras hayan declarado la imposibilidad de pagar sus obligaciones derivadas del Mercado de Corto Plazo, como también que se mejoren los presentaciones y adjudicaciones en la Licitación de Suministro 2023 tras los magros resultados del 2022. 

Asimismo, el sector energético aguarda por la reglamentación de la Ley de Almacenamiento y Electromovilidad que brinde las certezas correspondientes para implementar ese tipo de sistemas. E incluso, este año se espera que inicien los debates para modificar la ley General de Servicios Eléctricos y también el aumento de capacidad de Netbilling, pasando del máximo actual de 300 kW a 500 kW.

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Fernández nuevamente se contradijo con las renovables y la transición energética en Argentina

Alberto Fernández y el Ministerio de Ambiente y Desarrollo, comandado por Juan Cabandié, presentaron el programa “Edificios Públicos Sostenibles”, por el cual el gobierno nacional prevé implementar buenas prácticas sostenibles de consumo y de habitabilidad. 

Durante el discurso de presentación del programa, el presidente de Argentina se jactó de que “se está viendo la forma de cambiar el método de obtener energía, pasar de la quema de los combustibles fósiles hacia la utilización del litio, hidrógeno verde y de los paneles solares”.

Mientras que Cabandié aseguró que “siempre se piensa en la transición, en leyes ambientales, en más parques nacionales e incrementar nuestro compromiso frente a Naciones Unidas para bajar la emisión de gases de efecto invernadero con más energía renovable”. 

Sin embargo, este discurso contradice aquel dado por el propio presidente el pasado 1° de marzo del 2023 durante la apertura de sesiones ordinarias del Congreso, donde no sólo no mencionó a las renovables o al H2V como parte de la transición energética, sino que priorizó el uso de los combustibles fósiles y del gas natural. 

Declaraciones presidenciales que parecen estar lejos de sus dichos del 2020, cuando aspiraba a ser «el primer abanderado» de la energía renovable en Argentina, sumado al hecho que en ningún momento se mencionaron objetivos a futuro ni la forma en la que se buscará dar mayor participación en la matriz, considerando que Argentina aún se encuentra por detrás de las metas de la Ley N° 27191. 

Tal es así que desde el sector energético criticaron que no haya metas concretas en el corto plazo, mediano o largo plazo y que haya acciones y dichos contrarios de forma seguida por parte del gobierno nacional en lo que refiere a la generación sustentable. 

“Los resultados o propuestas son nulos en materia de política de renovables. Todo lo que vemos activo en el país, es protagonizado y empujado por el sector privado, llámese Mercado a Término (MATER) o generación distribuida, con marcos políticos y económicos totalmente adversos”, sostuvo Juan Carlos Villalonga, consultor en temas energéticos, en conversación con Energía Estratégica. 

“Las políticas públicas hay que medirlas con números y objetivos cuantificables y medibles. Todos los días se presentan programas, que suelen servir para hacer anuncios, pero por ejemplo no se detalló cuánto se desarrollará de distribuida de acá al cierre de gestión”, agregó. 

Un claro ejemplo de ello es el Plan Nacional de Adaptación y Mitigación al Cambio Climático (PNAyMCC), ya que durante la presentación en noviembre de 2022 se recalcó la necesidad de bajar las emisiones de gases de efecto invernadero con líneas de acción destinadas a las energías limpias y renovables.

Pero en la estrategia, el Poder Ejecutivo no incluyó el aumento de las metas de participación de la generación renovable hacia el 2030 y para la GD se mantuvo el norte de alcanzar 1 GW para dicho año, es decir que se marcaron objetivos a mediano y largo plazo que ya fueron planteados desde hace varios años. 

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

Incluso, si se analizan los números de la capacidad renovable que se sumó al SADI en los últimos años, la mayoría corresponde a centrales adjudicadas durante rondas del Programa RenovAr y el Mercado a Término. 

Mientras que la actual gestión estuvo marcada por la demora para destrabar decenas de contratos truncados del RenovAr y del MATER y cambios en la cartera energética nacional, por lo que sólo pudo lanzar la convocatoria RenMDI para proyectos de pequeña y mediana envergadura, por un total de 620 MW asignables.

Aunque cabe recordar que tanto dicha licitación como la continuidad de la generación distribuida podrían ser afectadas si continúan las dificultades para importar los equipos y productos necesarios para la construcción de proyectos, ya sea por no estar alcanzados por licencias no automáticas de importación o porque no se los considera como bienes de capital.

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Brasil actualizó sus planes para expandir el sistema de transporte eléctrico al 2032

El Ministerio de Minas y Energía de Brasil y la Empresa de Pesquisa Energética publicaron el nuevo Cuaderno del Plan Decenal de Expansión Energética 2032 (PDE) sobre la proyección de inversiones previstas para la ampliación del sistema de transmisión. 

Considerando las incertidumbres inherentes al proceso de planificación, esta edición del PDE buscó evaluar la dinámica temporal de la ejecución de obras aún sin concesión (R$ 121,2 mil millones) en tres panoramas futuros.

El escenario de referencia plantea una inversión acumulada de R$ 158,3 mil millones al 2032. El optimista prevé una suma de dinero de casi R$ 186 mil millones, mientras que en una circunstancia más pesimista, sólo habrá un acumulado de R$ 64,7 mil millones de las obras que ya fueron concesionadas. 

¿Cómo se repartirán tales inversiones? Las líneas de transmisión abarcarían casi el 70% del dinero acumulado (R$ 110,3 mil millones), de los cuales más de la mitad serían nuevas obras a adjudicar. En tanto que los restantes R$ 48 mil millones están programados para subestaciones eléctricas (R$ 32,2 serían para obras aún no asignadas).  

Con ello se incorporarán más de 41000 kilómetros de líneas de transmisión y más de 120000 MVA en capacidad de subestaciones, totalizando 220.757 km de redes y 581313 MVA en SE al 2032. 

Kilómetros previstos en líneas de transmisión

Capacidad en subestaciones

Por otra parte, tanto el Ministerio de Minas y Energía de Brasil como la Empresa de Pesquisa Energética destacaron que la planificación del sistema interconectado se encontrará con el desafío del envejecimiento de la transmisión ya existente. 

Por lo que los organismos consideran que resulta “necesario” asegurar la reposición racional de la infraestructura del SEN al final de su vida útil, con el objetivo de que la red de transporte opere con los niveles de confiabilidad y calidad requeridos. 

Y para ello se proyectan inversiones potenciales cercanas a los R$ 37,6 mil millones entre 2023 y 2032 y otros R$ 18,3 mil millones en adelante. 

Además, el estudio incluye un análisis sobre la expansión de la generación a materializarse en los próximos años en las regiones Norte y Nordeste y qué cantidad de obras de transporte se deberían construir para contribuir a la seguridad energética y permitir el aumento de la competencia de suministro de energía. 

Bajo ese contexto, se contabilizó 34 GW de generación eólica y solar ya contratada o confirmada al 2025 y se planteó que la capacidad renovable podría aumentar entre 23 GW a 38 GW en ambas zonas hacia el 2033, lo que implicaría entre 57 GW y 72 GW instalados en dicho año. 

Por lo que el conjunto de obras recomendadas suma aproximadamente R$ 50 mil millones en inversiones necesarias, involucrando cerca de 15000 kilómetros de nuevas líneas y 16 nuevas subestaciones. Obras que “ deberían” entrar en operación en el período 2028/2029, dependiendo del cronograma de subastas futuras. 

“Las inversiones necesarias para la expansión del sistema permitirán brindar un suministro de energía eléctrica más competitivo al SIN, al brindar acceso a la red para nuevos proyectos de generación eléctrica de bajo costo”, detalla el documento publicado.

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Los alcances del Comité de Validación del Renewable E Index, el primer índice mexicano que promueve las energías renovables

El pasado martes 7 de marzo, María Valencia, especialista en energías limpias y movilidad sostenible fue elegida como presidenta del Comité de Validación del Renewable E Index, el primer índice de México que integra acciones de empresas consumidoras o generadoras de energía renovable.

Este indicador fue fundado por Phi Investment Capital y la plataforma MéxiCO2, dedicada a la comercialización de campañas socioambientales y reducciones de emisiones de gases de efecto invernadero. 

Es calculado por S&P Global, empresa internacional que proporciona calificaciones, estándares, analítica y datos a los mercados mundiales de capital y commodities. 

A partir del Renewable E Index, el comité busca crear un fondo que invertirá en bonos de carbono y Certificados de Energía Renovable Internacional (IRECs). 

En conversaciones con Energía Estratégica, María Valencia destaca: “Estoy orgullosa de formar parte de este Comité que está integrado por 12 personas consejeras expertas en el sector energético y financiero, representantes de la industria y academia”.

El objetivo principal es impulsar la creación de instrumentos de mercado que promuevan la mitigación y adaptación al cambio climático en México. 

“Desde el Comité se dictan las políticas ESG (Environmental, Social and Governance) de las empresas del índice, además de aprobar la metodología para la selección de emisoras”, explica la presidenta de la comisión.

Los criterios ESG se refieren a factores ambientales, sociales y de gobierno corporativo que se tienen en cuenta a la hora de invertir en una empresa. Analizan la contribución y el desempeño de un negocio respecto a los desafíos, como las emisiones de gases de efecto invernadero, la protección de la biodiversidad, los recursos hídricos o la deforestación.

 

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Klarzen continúa transformando campos de Petróleo y Gas en parques solares

A pesar de los considerables beneficios económicos y tecnológicos que se han generado a nivel mundial, la industria del petróleo y gas ha dejado atrás una huella histórica negativa de daños ambientales y ecológicos inaceptables. Los desechos y desbordamientos del petróleo y gas contienen hidrocarburos, metales pesados ​​y productos químicos tóxicos, los cuales tienen el potencial de dañar directamente los suelos, la vegetación y las aguas subterráneas.

La contaminación del aire y los incendios debido a derrames petroleros también pueden dañar múltiples recursos agrícolas. Sin embargo esta historia negativa está cambiando debido a múltiples esfuerzos de la industria por convertirse en energéticamente sostenibles y renovables.

La tecnología solar de Klarzen Inc. continúa transformando múltiples campos de petróleo y gas en centros de energía verde sostenibles, además de implementar estrategias de ahorro en costos altamente considerables que reducen las facturas de energía para múltiples corporaciones a nivel mundial. El costo de la energía solar se ha reducido considerablemente hasta el punto en que la energía solar fotovoltaica (PV) se produce a menos de 10 centavos por kilovatio hora, en comparación con 15 centavos por kilovatio hora para la generación de energía tradicional con combustibles fósiles.

Klarzen Inc. diseñó, financió, fabricó e instaló una granja de energía solar de 10 MWp en Casanare, Colombia, convirtiéndose en el sistema de energía solar más grande en el sector privado de petróleo y gas en América Latina. La inversión total de Klarzen Inc. en este proyecto en beneficio de GeoPark Ltd (NYSE: GPRK) supera los 8 millones de dólares americanos (USD) y proporcionó empleo a más de 200 empleados en Colombia. Esta granja solar contribuye a un medio ambiente limpio al reducir una contaminación de 5,915 toneladas de CO2, lo que equivale a sembrar más de 200.000 árboles en los próximos 10 años.

GeoPark Limited (NYSE: GPRK) es un explorador y operador de petróleo independiente líder en América Latina. La region tiene un enorme potencial de recursos de hidrocarburos con cuencas grandes, ricas, probadas, subexploradas y subdesarrolladas. Desde el primer día, GeoPark visualizo las cuencas latinoamericanas más prometedoras y ha ampliado paciente y consistentemente la posición en algunas de las regiones de perforación más productivas y de alto potencial del continente.

Además de los campos de petróleo, los centros de extracción de gas también se están convirtiendo en ecosistemas sostenibles desde el punto de vista energético con la tecnología ecológica de Klarzen Inc. Canacol Energy Ltd (TSE: CNE) confía en los sistemas de almacenamiento de energía de Klarzen con una excelencia operativa perfecta que integra la energía solar fotovoltaica, desplazando a las tradicionales, costosas y dañinas plantas con fuente diésel.

Canacol Energy Ltd (TSE: CNE) es la compañía independiente de exploración y producción de gas natural convencional terrestre más grande de Colombia, abasteciendo aproximadamente el 20% de las necesidades de gas del país. Las acciones ordinarias de la Corporación cotizan en la Bolsa de Valores de Toronto, la OTCQX en los Estados Unidos de América y la Bolsa de Valores de Colombia con las claves de cotización CNE, CNNEF y CNEC, respectivamente.

Además de ser virtualmente libres de mantenimiento y gastos operacionales, los sistemas de almacenamiento inteligente de Klarzen también son amigables con el medio ambiente. A diferencia de los generadores de diésel o gas, estas no requieren el uso de combustibles fósiles que producen emisiones de gases contaminantes, debido a que los sistemas de baterías solares únicamente obtienen energía del sol.

El almacenamiento de energía puede ahorrar costos operativos en la alimentación de la red, así como ahorrar dinero a los consumidores de electricidad que instalan almacenamiento de energía en sus instalaciones. El almacenamiento de energía puede reducir el costo de proporcionar servicios de regulación de frecuencia y reserva giratoria, así como compensar los costos para los consumidores almacenando energía de bajo costo y usándola más tarde, durante los períodos pico con tarifas eléctricas más bajas.

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Preparan medidas para sostener actividad petrolera en la CGSJ

Las empresas productoras de hidrocarburos en cuencas convencionales, en particular en la provincia de Chubut (Golfo San Jorge), y las empresas de Operaciones Especiales, fueron citadas para el miercoles 15 de marzo en el ministerio de Economía para analizar que medidas se necesitan para sostener el nivel de actividad en dichos reservorios, que estan quedando relegados por el auge de inversiones en la producción No Convencional en Vaca Muerta, Cuenca Neuquina.

El dirigente chubutense del gremio de petroleros de base, Jorge “Loma” Avila, y su similar de los petroleros jerárquicos, José Lludgar, vienen realizando intensas gestiones para preservar la actividad hidrocarburífera convencional, sostener fuentes de trabajo y salarios en una actividad que es económica y socialmente primordial en la región.

‘Loma’ confirmó que “para el miércoles próximo (15 de marzo) se está citando a todas las Operadoras y a las empresas proveedoras de servicios especiales para avanzar hacia un acuerdo en base a ver qué herramientas se necesitan para empezar a traer equipos a la provincia de Chubut. Si miramos bien, eso va a ser fundamental para lo que será todo este 2023 y comienzos de 2024”.

Ávila participó junto al Tesorero del Gremio, Héctor Millar, el Diputado Provincial Emiliano Mongilardi y su par de Petroleros Jerárquicos de la Patagonia Austral, de una reunión de trabajo con Germán Cervantes, subsecretario de Comercio Exterior del ministerio de Economía, luego de gestiones encaradas por el gobernador Mariano Arcioni.

Las principales gestiones consistieron en procurar la aprobación de los sistemas S.I.R.A. para importación de bienes e insumos críticos; y permitir la importación de Equipos usados, tanto para Torre como para Servicios Especiales, se refirió.

El Secretario General del Sindicato del Petróleo y Gas Privado del Chubut, valoró las gestiones del Gobernador a los fines de agilizar la consecución de herramientas fundamentales para sostener la inversión en los y yacimientos de la provincia, se explicó.

Con relación a la agenda que lleva adelante el sostenimiento de las inversiones en la Cuenca, Ávila expresó que “luego de la mesa sectorial que comenzó en Comodoro Rivadavia con las Operadoras y el Gobierno provincial, más los planteos en la Casa del Chubut de parte de las empresas de Operaciones Especiales, se pudo avanzar en el Ministerio de Economía de la Nación con solicitudes para que éstas últimas sigan funcionando en la región”.

“Esta propuesta tendría que haber venido de la clase política y no de nosotros los sindicalistas, pero al ver esa falencia y mirando todos los candidatos que tenemos en la mesa empezamos a asustarnos, por no saber quién va a defender a esta Cuenca si la siguen golpeando como hasta ahora”, puntualizó Avila.

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¿En qué consiste el fondo financiado con las exportaciones de petróleo que propuso crear Katopodis?

El ministro de Obras Públicas de la Nación, Gabriel Katopodis, impulsa la creación de un fondo soberano que, en caso de concretarse, será financiado con las exportaciones de hidrocarburos y otros recursos estratégicos como el litio. Un equipo dentro del ministerio esta elaborando una propuesta técnica al respecto. Por ahora es una idea solitaria pero el ex intendente de San Martín contó con el aval del Ministerio de Economía.

Katopodis comenzó a hablar en los últimos meses sobre la creación de un fondo soberano para el desarrollo del país. “Cada uno de los recursos naturales que la Argentina está potenciando como Vaca Muerta y otros tantos, tiene que ir conformando un fondo de desarrollo, un fondo soberano”, dijo el ministro en un video publicado en sus redes sociales a principios de año.

Consultado por EconoJournal, Katopodis respondió que “nuestra tarea es contarle a los argentinos y argentinas cómo sigue la Argentina a partir de este tiempo, que es bisagra». «La constitución de un Fondo Soberano, de asignación específica, con los dólares que entren de las exportaciones de hidrocarburos y otros productos, nos debe permitir generar las condiciones necesarias para una transición en el cambio de la matriz energética y productiva de nuestro país”, explicó escuetamente sin entrar en detalles sobre la iniciativa.

“A la vez es un Fondo de futuro para levantar el piso de las nuevas generaciones. Tenemos que garantizar que los que nos sigan tengan mejores trabajos, mejores salarios, mejor calidad de vida. Debemos consolidar un proceso y un horizonte de progreso para los próximos veinte o treinta años”, añadió.

La Argentina tiene una oportunidad enorme, un destino de prosperidad y los recursos que está demandando el mundo.

Una muestra es este yacimiento de litio en #Catamarca, 6 mil hectáreas que están generando empleo argentino y que van a permitir exportar 30 mil toneladas por año. pic.twitter.com/PLuOmJjHrY

— Gabriel Katopodis (@gkatopodis) January 27, 2023

Un antecedente fallido

Lo llamativo del caso es que se trata de una iniciativa que excede el área de acción del ministerio y que de momento es impulsada en soledad por el ministro. No forma parte de un programa de gobierno del Frente de Todos para las próximas elecciones.

Un equipo dentro del ministerio de Obras Públicas ya esta trabajando en los trazos gruesos de la propuesta, que no fue consultada aún con la Secretaría de Energía, confiaron fuentes al tanto del tema a EconoJournal.

Algunas de las asignaciones específicas del fondo serían financiar el desarrollo de las energías renovables, desarrollar las tecnologías y la economía del conocimiento para el aumento de la producción nacional y capacitar a los jóvenes y fomentar su ingreso al mundo laboral, de acuerdo con las fuentes consultadas.

No es la primera vez que desde el Estado se intenta impulsar la creación de un fondo soberano. Una propuesta de ese tipo fue elevada al equipo de Martín Guzmán es sus tiempos como ministro de Economía. “Le propusieron la idea en su momento al asesor de Guzmán en temas energéticos y no dio ni cinco de bola”, contó una fuente conocedora de los hechos.

Lo novedoso es que una propuesta que puede resultar sensible para las inversiones energéticas en el país sea impulsada desde un ministerio ajeno al área energética. El ministro de Economía, Sergio Massa, fue informado por Katopodis de la iniciativa antes de su divulgación.

También es sintomática de la situación política en el Frente de Todos, que hoy no tiene un programa electoral debido a las indefiniciones sobre las candidaturas presidenciales. En este contexto, el ministro de Obras Públicas impulsa una propuesta que toca de lleno en la discusión pública que el kirchnerismo esta dando en el FdT sobre la explotación y utilización de los recursos naturales.

El tono que esta tomando esa discusión fue expresado el último fin de semana por el presidente del Partido Justicialista bonaerense, Máximo Kirchner. «No alcanza con tener recursos naturales, es necesario discutir un modelo donde esa riqueza genere una industria y no reprimarice. Hay que enfrentar los intereses que quieren saquear la riqueza argentina. Hay que pelearse para que esos recursos alimenten a nuestro país», dijo el hijo de la vicepresidenta.

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, Nicolás Deza

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Récord tras récord de demanda eléctrica por la persistente “ola de calor”

La demanda global de potencia del Sistema Interconectado de electricidad SADI registró el lunes 13, a las 15.28 horas un nuevo máximo histórico, con 29.105 MW, superando por 543 MW el récord alcanzado el pasado viernes 10, cuando llegó a los 28.562 MW, informó la Secretaría de Energía en base a los datos de la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico, CAMMESA.

Al respecto se describió que, en la Región Gran Buenos Aires, a las 15.25 del mismo lunes la demanda alcanzó un nuevo máximo de 11.217 MW, superando el del pasado viernes de 11.151 MW.

Cabe señalar además que el 11 de marzo también se alcanzó un nuevo récord de demanda de electricidad para días sábado. Fue a las 14,35, con 27.203 MW.

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Pan American Energy lanza su programa de Pasantías Nacionales para estudiantes

Pan American Energy (PAE) lanzó una nueva edición de su programa de Pasantías Nacionales, cuyo proceso de selección abarca todas las universidades públicas y privadas del país. Este año la compañía incorporará a más de 65 jóvenes con buen desempeño académico y manejo del idioma inglés. Desde el inicio del programa en 2019, PAE ya seleccionó 115 pasantes nacionales.

La compañía convoca a estudiantes a partir de tercer año de las carreras de Ingeniería, Geociencias, Ciencias Económicas, Comercialización, Comercio Exterior, Comunicación, Recursos Humanos, Sistemas de la Información y carreras afines.

Victoria Traverso, gerente de Desarrollo de Talento de PAE, indicó que “los nuevos pasantes se sumarán a PAE y vivirán una experiencia de aprendizaje integral. Buscamos jóvenes que sean protagonistas, ágiles, decididos, que quieran dar sus primeros pasos en el mundo laboral con desafíos concretos junto a sus tutores. Los referentes y líderes de la compañía participan activamente del programa, acompañando a los nuevos talentos para potenciar su desarrollo”.

Las pasantías comenzarán en junio, tendrán una duración de seis meses prorrogables hasta 18 meses y se realizarán en Comodoro Rivadavia (Chubut), Neuquén, Campana (Buenos Aires) y en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires. Los interesados podrán inscribirse hasta el 31 de marzo en www.pasantiaspae.com

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, Redaccion EconoJournal

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Productores paralizan la producción de petróleo al sur de Chile tras la decisión de Enap de desacoplar el precio local del barril

Las empresas productoras de crudo del sur de Chile, fundamentalmente GeoPark y FDC-una empresa de capitales argentinos que adquirió las áreas de YPF en el sur del país vecino-, paralizaron su producción. La decisión radica en la imposibilidad de llegar a un acuerdo sobre el precio del crudo con la Empresa Nacional del Petróleo (Enap).

Esta situación se debe a que Enap -que lleva adelante el proceso de refinación- tomó la decisión de comenzar a abonar un precio menor por el petróleo que se produce localmente. Les ofreció a las productoras Brent a menos 25 dólares, es decir, US$ 56 por barril, cuando su cotización es de US$ 81.

Ante esta medida, las productoras decidieron frenar la producción puesto que estos valores no resultan rentables. Sobre todo, teniendo en cuenta que, si Enap tiene que importar petróleo, no abona el Brent al valor que fijó para las compañías locales, sino que debe pagar por el crudo US$ 30 más, a un total de US$ 86 por barril.

La situación de FDC

La productora FDC realizó la inversión de compra en 2021, adquiriendo los activos que estaban bajo la órbita de YPF. Se trata de pozos de petróleo y gas ubicados en el bloque San Sebastián.

Frente a esta adquisición, el estado chileno analizó durante un año la validez de la transacción a través del Ministerio de Energía y de la Contraloría General de la República, quienes dieron certeza a la operación a través del proceso de aprobación que culminó con la Toma de Razón en septiembre de 2022.

No obstante, y a pesar de que FDC recibió a la totalidad del personal, las instalaciones y los pozos de YPF, desde septiembre del 2022 no ha podido vender su producto porque las gestiones para celebrar el contrato de venta no han avanzado, y no han recibido respuesta por parte de Enap.

A través de un comunicado, la empresa afirmó que el crudo que producen “es similar al de ROCH, empresa petrolera argentina a la cual Enap actualmente compra un volumen diario similar al que pueden proveer los pozos de FDC”. En ese sentido, desde la productora exigieron que el Estado proteja la inversión y desarrollo local “brindando seguridad jurídica, y dando certeza a los contratos”.

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, Loana Tejero

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Qué es Palermo Aike: la Vaca Muerta de Santa Cruz

Tanto Sergio Massa como Pablo González ponderaron el potencial no convencional de Palermo Aike. La expectativa puesta en los trabajos de YPF y CGC. Palermo Aike es la esperanza de Santa Cruz. La roca madre de la Cuenca Austral tiene características menores que Vaca Muerta, pero un gran potencial para posicionar al país como un competidor fuerte en exportaciones. YPF y la Compañía General de Combustibles (CGC) continúan con sus tareas de exploración y se entusiasman con sus proyectos. El ministro de Economía de la Nación, Sergio Massa, destacó que las compañías comenzarán con la etapa de exploración en Palermo […]

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YPF anunció en Nueva York que invertirá U$S 5.500 millones en 2023

Lo dijo el presidente de la compañía, Pablo González, al abrir el “YPF Day” en Wall Street. El presidente de YPF, Pablo González, anunció hoy en Nueva York que el directorio de la compañía aprobó un plan de inversiones de US$5.500 millones en 2023, y resaltó que el año pasado la producción registró el salto de producción de hidrocarburos más alto de su historia, superior al 7% interanual, impulsado por el desempeño en Vaca Muerta Al brindar su discurso en la Bolsa de Comercio neoyorkina, durante el “YPF Day” por la celebración de los 30 años de cotización de la […]

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Pampa Energía se consolida en Vaca Muerta y exporta a Chile

La compañía incrementó su producción de gas ferroso tanto en formación de esquisto como en Agrio. Sus compromisos con el Plan Gas. Pampa Energy sigue avanzando en el sector upstream gracias al apoyo del Plan Gas.Ar y sus proyectos en Vaca Muerta, que han incrementado la producción de gas incluso por encima del promedio nacional y aumentado las reservas. También es una de las empresas que exporta consistentemente a Chile. De acuerdo con los resultados del cuarto trimestre de 2022, la empresa que dirige Marcelo Mindlin informó que la producción de gas aumentó 6% en forma anualizada. Esto se traduce […]

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El precio de la nafta en Argentina es el más barato de la región, después de Venezuela

Cuánto es el atraso, según se tome el tipo de cambio libre o el mayorista regulado. “Hasta hace cinco años, la Argentina era el país con el precio del combustible más caro, después de Uruguay, que sigue liderando el ranking. Hoy, ocupa el puesto 2° de abajo hacia arriba, y si se lo mide al valor del dólar billete, somos el país más barato de toda América después de Venezuela”, graficó Carlos Gold, miembro del comité ejecutivo de la Comisión Latinoamericana de Empresarios de Combustibles (Claec). La situación no es una novedad, pero las condiciones macroeconómicas y el atraso en […]

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Con Puerto Rosales como punto de salida, crece la exportación de crudo

El sector petrolero y petroquímico, traccionado fuertemente por Vaca Muerta, se posicionó como el tercer complejo más importante en ventas al exterior, detrás del sojero y del maicero. Más allá de los anuncios sobre la construcción de una gran terminal destinada a la exportación de crudo en Río Negro o la rehabilitación, a partir de mayo próximo, de un ducto a Chile, Puerto Rosales es la vía de salida para la exportación del petróleo extraído en Vaca Muerta. Según cifras dadas a conocer por el Instituto Nacional de Estadística y Censos (Indec), las exportaciones petroleras y petroquímicas crecieron el año […]

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Mendoza: Presentaron el estudio ambiental del Proyecto Aprovechamiento Hidroeléctrico El Baqueano

El proyecto está compuesto por una presa y central, hidroeléctrica, obras complementarias, una LAT de 220 Kv y una de LMT 33 Kv. Además se construirá una ruta turística de 14 km. Funcionarios y técnicos de la Secretaría de Ambiente y Ordenamiento Territorial y de la Empresa Mendocina de Energía Sociedad Anónima (Emesa) presentaron el estudio ambiental del proyecto Aprovechamiento Hidroeléctrico El Baqueano. Está compuesto por una presa y central hidroeléctrica, obras complementarias, una LAT 220 Kv, una de LMT 33 Kv y una ruta turística de 14 km. “Fue una reunión convocada por la Secretaría de Ambiente y Ordenamiento […]

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Vaca Muerta: Su petróleo cada vez más solicitado en el mundo

Aunque las mismas se redujeron en febrero, la mayoría de las empresas todavía quieren exportar petróleo en marzo. La Secretaría de Energía de la Nación informó una disminución en las solicitudes de permisos para exportar petróleo y gasolina en febrero en comparación con otros meses. Solo se realizaron 24 pedidos, lo que representa una disminución con respecto a los 39 de enero, los 35 de diciembre y los 34 de noviembre. La mayoría son para periodos de exportación de unos 30 días entre marzo y abril. No obstante, la producción nacional de petróleo y gasolina aumentó en enero un 0,7% […]

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Gasoducto de la Costa: renuevan los reclamos ante “el estado inconcluso” de las obras

Concejales radicales buscan que el Concejo Deliberante pida gestiones al gobierno provincial para que avancen las tareas. Al menos desde 2019 uno de los reclamos que se reitera año a año es el de la finalización del conjunto de obras de ampliación del sistema de gas natural conocido como Gasoducto de la Costa: en la última semana los pedidos de explicaciones se renovaron a partir del bloque radical en el Concejo Deliberante, desde donde apuntan a que la Provincia gestione la terminación ante el gobierno nacional. El crecimiento demográfico urbano del sudeste bonaerense -y una situación de “colapso” del suministro […]

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Formosa: Formarán recursos humanos en materia de hidrocarburos en la provincia

El pasado jueves se llevó a cabo la primera reunión de diagnóstico y trabajo con las entidades involucradas. El director de Industria, Hidrocarburos y Minería de la provincia de Formosa, Darío Vergara, aseguró que están trabajando sobre un plan de formación de recursos humanos “altamente calificados” que la empresa REFSA Hidrocarburos “está necesitando y va a necesitar en el futuro”. “Poco después tuvimos nuestra primera reunión de diagnóstico y trabajo con personal del Instituto Politécnico, REFSA Hidrocarburos y la Dirección de Industria con los técnicos”, explicó. Además, recorrieron la planta de producción de hidrocarburo y las instalaciones de yacimiento para […]

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Buscan conseguir un fondo para obras con retenciones a los hidrocarburos en las ciudades de Vaca Muerta

Los legisladores de Nacional Neuquén Rolando Figueroa y Tanya Bertoldi, junto a los rionegrinos Pedro Dantas (FdT) y Agustín Domingo (JSRN), presentaron este miércoles en el Congreso un proyecto de ley para establecer el Fondo RVM, un fideicomiso que permitiría invertir en infraestructura en materia petrolera en las ciudades. El fideicomiso estará compuesto por fondos nacionales, compuesto por un 24% de los ingresos por exportaciones de bienes producidos en Vaca Muerta (fondos nacionales que no son coparticipables) y un 1% del monto de la inversión inicial en nuevos proyectos económicos. “Contar con recursos constantes, con destino previamente establecido, permitirá trazar […]

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Brasil: Petrobras busca que Bolivia y Argentina le vendan gas

El país buscará lograr acuerdos, para satisfacer mercado y evitar firmar contratos de largo plazo con proveedores de EEUU. El presidente de Petrobras, Jean Paul Prates, señaló que espera que Argentina y Bolivia puedan satisfacer la demanda de gas natural brasileña, en vez de firmar contratos de largo plazo con proveedores de EEUU. “Es más probable que tengamos algo de corto a mediano plazo (con una firma de EEUU) que de largo plazo, porque no olviden que tenemos reservas en alta mar en nuestras cuencas presalinas, tenemos gas no asociado (a petróleo) a lo largo de la costa del suroeste […]

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Petroleras reclaman que no se las obligue a renunciar a sus reclamos contra el Estado para acceder a divisas oficiales

Algunas empresas petroleras han comenzado a solicitarle informalmente al gobierno que flexibilice la obligación de renunciar a cualquier reclamo administrativo o judicial contra el Estado por incumplimientos en el Plan Gas para que se les garantice acceso a las divisas previsto en el DNU 277/22.

El jueves 11 de agosto del año pasado, una semana después de haber asumido como ministro de Economía, Sergio Massa viajó a Neuquén y anunció la reglamentación del decreto 277/22 que le garantiza acceso a las divisas a las petroleras que inviertan en Vaca Muerta. La norma estableció que el beneficio se aplica desde el tercer trimestre de 2022 y debe ser reconocido en un plazo no mayor a los 90 días a partir de la finalización del período. 

Massa prometió en Neuquén que se garantizaría el acceso a las divisas a las petroleras que inviertan en Vaca Muerta.

Sin embargo, el DNU 484/22, que reglamentó el DNU 277/22, estipula en su artículo 24 que para adquirir y mantener los beneficios definidos en la norma, las petroleras deberán renunciar a cualquier reclamo administrativo o judicial por incumplimientos que tengan en marcha o que puedan emprender a futuro.

“A los efectos de los regímenes y beneficios determinados en el Decreto N° 277/22, los interesados deberán renunciar expresamente (…) a toda promoción de acciones administrativas y/o judiciales contra el Estado Nacional respecto de cualquier concepto vinculado con el Plan Gas.Ar (…), como así también desistir de cualquier reclamo que, sobre dichos conceptos, hubiesen sido iniciados con anterioridad al dictado del presente decreto, bajo la modalidad que determine la Autoridad de Aplicación”, estableció el artículo en cuestión.

Deudas por impuestos

Habida cuenta de los problemas que tiene el Gobierno para pagar en tiempo y forma lo pactado en el Plan Gas.Ar, empresas del sector están solicitando la quita de este requisito para que el Decreto 277 pueda ser instrumentalizado. “No sería lógico que acceder a ciertos beneficios implique renunciar a percibir cifras comprometidas por el Estado”, explicaron desde algunas compañías.

Vale resaltar que desde hace bastante tiempo el Ministerio de Economía dejó de abonar la remuneración que les corresponde a las productoras por la inyección de gas destinada a cubrir la demanda residencial del país. Aunque los últimos pagos datan de julio del año pasado, existen pasivos desde mediados de 2021. Frente a este delicado escenario, algunas empresas se encuentran estudiando la posibilidad de solicitar la autorización del Gobierno para saldar con esas acreencias sus obligaciones impositivas ante la AFIP.

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, Redaccion EconoJournal

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Ennova avanza en el desarrollo de 345 MW renovables en República Dominicana

Ennova, empresa de ingeniería, desarrollo y gestión de activos energéticos, ha participado en un total de 860 MW en República Dominicana. De aquel total, 375 MW ya se encuentran en operación, 130 MW en construcción y 345 MW en fase de desarrollo.

Tras su expertise en este tipo de proyectos, desde la empresa identifican algunos puntos de mejora para agilizar la puesta en servicio de nuevos emprendimientos en el sector energético.

“La simplificación o integración de los procesos de desarrollo y puesta en operación comercial. Adicionalmente un reglamento para la generación distribuida y la compensación de los servicios de almacenamiento de energía”,  indicaron desde Ennova. 

Para abordar estos temas en profundidad, Ennova ha confirmado su participación en el próximo megaevento de Future Energy Summit, que se llevará a cabo el 29 y 30 de marzo en la ciudad de Santo Domingo.

Rafael Burgos, CEO de Ennova, y José Stalyn García, director de Ingeniería y Proyectos en Alta Tensión de Ennova, son algunos de los ejecutivos que asistirán como portavoces de la empresa a Latam Future Energy Mexico, Central America and the Caribbean Renewable Energy Summit.

Con más de 20 años de experiencia aplicada en la industria eléctrica, Ennova ha adquirido expertise en todas las fases de proyectos energéticos, desde la conceptualización y los estudios de factibilidad, extendiéndose hasta la puesta en marcha y operación comercial.

Tal es así que ha ampliado su oferta de soluciones y servicios. En la actualidad, la empresa se destaca por sus servicios de consultoría energética, permisología, concesiones, así como proyectos de energía renovable y eficiencia energética, de la mano de aliados de larga trayectoria con alto prestigio internacional.

El megaevento de Future Energy Summit será una gran oportunidad para que distintas empresas se contacten con Ennova para explorar sinergias y nuevos negocios durante la conferencia y networking de dos días en los salones del Hotel Intercontinental de Santo Domingo.

Según adelantaron desde Ennova, en este momento de los 345 MW renovables en los que participan desde la ingeniería o desarrollo, 115 MW son de tecnología eólica y 230 MW fotovoltaica; ahora bien, entre ellos ya hay un proyecto que considerará almacenamiento de energía, por lo que los horizontes de negocios para explorar con esta empresa van más allá de la generación.

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Sungrow confía en que crecerá la demanda de sistemas de almacenamiento en Latinoamérica

Sungrow confía en que continúe la demanda de inversores y crezca aquella vinculada a los sistemas de almacenamiento de energía en Latinoamérica a lo largo del 2023, principalmente en países como Chile, Colombia, Brasil y México. 

Tal es así que en Chile cuentan con 2,8 GW suministrados en cuanto a inversores fotovoltaicos y este año suministrarán al proyecto de almacenamiento de Coya, de la firma Engie, que se construirá en la comuna María Elena, región de Antofagasta, y que contará con una capacidad de 640 MWh en acoplamiento DC- 

“El equipamiento para energy shifting y se convertirá en el sistema de storage de mayor capacidad en Latinoamérica y sin duda es un hito del cual estamos bastante orgullosos”, sostuvo Rodrigo Ghersi, KAM Utility & ESS en Sungrow Power Supply, durante el ciclo de entrevistas de Energía Estratégica denominado Protagonistas.

“Asimismo, Colombia fue un mercado que creció significativamente en 2022, en donde ya suministramos 750 MW, lo que nos posiciona como el proveedor N° 1 de inversores en ese país. Y allí también suministraremos un sistema de baterías de 50 MWh, con el fin de prestar servicios complementarios a la red, como regulación de voltaje y frecuencia”, agregó. 

Por el lado de Brasil, ya superaron los 5 GW de inversores provistos. Mientras que México trabajan fuertemente en el segmento comercial – industrial, particularmente con almacenamiento de menor escala, que van de 500 kWh a 1 MWh. 

“Estamos seguros que la inercia se mantendrá, sobre todo en storage, y estamos seguros que muchas empresas seguirán esta línea y que la demanda crecerá significativamente, particularmente con la Ley de Almacenamiento y Electromovilidad en Chile. Tenemos expectativas muy positivas en toda la región”, afirmó Ghersi. 

Desde la empresa proveedora de electrónica de potencia de origen chino ofrecen con una nueva línea de sistemas de almacenamiento, a la que denominan “Power Titan”, que llega completamente integrada de fábrica y cuenta con refrigeración líquida. 

Ello permite tener temperaturas más homogéneas dentro del contenedor de baterías, lo que sirve para alargar la vida útil de cada uno de los módulos y reducir los consumos auxiliares de energía del propio sistema. 

“Es un hito que será un modelo a seguir en el mercado y, al mismo tiempo, viene integrado con convertidores DC DC que permiten controlar cada uno de los módulos de batería del sistema completo y así entregar la máxima energía que se puede almacenar”, explicó el AM Utility & ESS en Sungrow Power Supply. 

Y para sortear las complicaciones dadas en el transporte marítimo y evitar faltantes en la cadena de suministro, desde la compañía china previeron con antelación varios de los pedidos de sus clientes, a tal punto que ya poseen todo el abastecimiento “asegurado”. 

“Además, estamos en negociaciones para tener ese mismo aseguramiento para el 2024. Sin duda, sabemos que es un problema en el mercado, pero nos preparamos para no sufrir con el suministro y atender todos los proyectos comprometidos en las fechas acordadas”, concluyó el especialista. 

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Enercon se propone instalar 750 MW en Colombia con su nueva turbina E175

El pasado 25 y 26 de octubre, en el Hotel JW Marriott de Bogotá, participaron más de 500 empresarios y empresarias interesados en el desarrollo de las energías renovables en Latinoamérica en general, y en Colombia en particular.

Uno de ellos fue Diego Gómez, Gerente de Ventas para Colombia de Enercon, quien participó de una entrevista exclusiva.

Allí el directivo destacó el lanzamiento de la nueva plataforma de la compañía, dada a conocer en septiembre del año pasado, la E175, la cual “viene a fortalecer el portafolio de Enercon en el segmento de los vientos bajos y medios”.

Se trata de una máquina de 175 metros de diámetro de rotor, capacidad nominal de 6 MW, torres desde los 112 metros de altura y una vida útil de 25 años, precisó el especialista.

Y aseguró: “Es una turbina que tiene muy incorporado el ADN de Enercon porque tiene un sistema de control nuevo (SCADA), los convertidores de potencia propio. Es una turbina que va a venir a aportar mucho valor para el desarrollo de los proyectos de nuestros clientes, particularmente en Colombia”.

Vientos ideales

Consultado sobre cuáles son los territorios más propicios para este tipo de aerogeneradores en Colombia, Gómez destacó a La Guajira, “se puede acomodar muy bien a esos regímenes de vientos”

Sin embargo, el directivo advirtió que el Estado colombiano, en conjunto con las empresas, aún debe seguir trabajando para que el volumen de emprendimientos eólicos proyectados en ese departamento puedan construirse y ponerse en marcha.

Destacó que, para los fabricantes de equipos, “la logística es el principal reto a resolver: la infraestructura en La Guajira y más si consideramos que hay desarrolladores que están buscando proyectos al interior del país (aledaños a La Guajira) donde las rutas montañosas de Colombia hacen aún más difíciles los desarrollos de los proyectos y para avanzar sobre esto es que estamos trabajando”.

Además, advirtió otro tipo de desafíos como los “de las comunidades, retos sociales, para licenciamientos oportunos de los proyectos, y por supuesto la capacidad de transporte, que los desarrolladores deben gestionar y conseguir”.

Crecimiento

Consultado sobre el crecimiento esperado por Enercon, Gómez subrayó: “en unos tres o cuatro años queremos tener instalados entre 600 a 750 MW” si es que los retos mencionados pueden resolverse.

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Puerto Rico publicará este mes las bases de su tercera licitación de renovables y almacenamiento

El Plan Integrado de Recursos (IRP) aprobado por el Negociado de Energía de Puerto Rico en 2020 contemplaba como meta impulsar al menos 3750 MW de nueva generación solar o equivalente y la instalación de al menos 1500 MW de baterías para almacenamiento al 2025.

En respuesta a aquello, Puerto Rico ya se encuentra transitando el tercer tramo de seis Solicitudes de Propuestas (RFP) para contratar nueva capacidad. La novedad de este año, el “tranche 3”, busca asegurar 500 MW de generación renovable y 250 MW de almacenamiento de energía.

En el último seminario web para partes interesadas, Accion Group, coordinador independiente del proceso, adelantó que este nuevo proceso guardará algunas similitudes con su antecesor (tranche 2) que aún sigue en marcha y se implementarán otras mejoras para asegurar su éxito.

Inicialmente se aclaró que la convocatoria es para todas las fuentes de energía renovable, incluyendo energía solar fotovoltaica, eólica, motores alternativos de biodiesel, hidráulica, entre otros. Y adicionalmente para tecnologías de almacenamiento energético.

Para la contratación de las mismas, tal como se fijó en el tranche 2, se plantea como opciones de contratación: energía renovable autónoma, almacenamiento autónomo, soluciones híbridas de generación y almacenamiento, y Virtual Power Plants (VPP) autónomas o agregadas.

En lo que respecta a los tamaños de proyectos participantes, en escala de servicios públicos se fija un mínimo de de 10 MW para generación y 5 MW para VPP.

Estos deberán poder finalizar y entrar en operación durante el primer trimestre de 2026 (2 años desde la firma del contrato).

Como particularidad que distingue a este tranche 3, los pliegos que se prevén que sean publicados durante este mes de marzo, tendrían una reducción en los requisitos de información del proyecto y es simplificaría la revisión de detalles específicos, por ejemplo, requisitos de tecnología, tarifas, MTR, entre otros.

También se reveló que la contratación no requerirá esperar estudios de cargos de actualización de red específicos del proyecto y que todas las ofertas podrán usar el mismo cargo de actualización de red de $/MW según el tamaño del proyecto, independientemente del PDI.

Ahora bien, el Negociado establecerá un cargo de actualización de red de $/MW antes de la fecha de oferta, con base en el Tramo 2.

Aquello no es menor ya que la oferta a proponer deberá incluir todos los costos (CAPEX y O&M). Los supuestos de CAPEX incluirán, al menos: Instalación de recursos y línea T más todos los permisos, costos de adquisición de terrenos, punto de infraestructura de interconexión. Todos los permisos y costos de adquisición de terrenos. Un monto de actualización de red imputado. Toda la inversión aplicable necesaria para cumplir con los MTR. El costo del proyecto para alcanzar el POI y el cargo por actualización de la red incluido en el precio $/MW de la propuesta inicial.

Las tarifas que ya se conocen, por mantenerse iguales al tramo dos, y deberán ser sumadas al total son:

Estudio Técnico: $10,000
Estudio de Factibilidad de Interconexión: $35,000
Estudio de instalaciones y estudio de impacto del sistema:
Proyectos hasta 30 MW: $140.000

30-50MW: $165,000
> 50MW: $180.000

Garantía de la propuesta: $10 000/MW (Bono/LdC/etc.)

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Pylontech obtiene el primer certificado mundial de baterías de iones de sodio de TÜV Rheinland

El 3 de marzo de 2023, Pylontech (Código de Cotización/N.° de Stock) obtuvo el primer certificado mundial de baterías de iones de sodio concedido por TÜV Rheinland, que se basa en las normas UL1973:2022, IEC62619:2022, IEC62660-2:2018, e IEC62660-3:2022. Este certificado marca el avance y la madurez de Pylontech en la tecnología de baterías de iones de sodio, lo que allana el camino para su aplicación en el almacenamiento de energía.

Según BNEF, la capacidad mundial instalada de almacenamiento de energía espera ser de 233 GWh a finales de 2030, con una tasa de crecimiento anual compuesto del 21 %. Por lo tanto, el avance tecnológico de las baterías de iones de sodio proporcionaría un suplemento a las baterías de iones de litio y aliviaría eficazmente la presión sobre el suministro de almacenamiento de energía.

Como proveedor especializado en sistemas de almacenamiento de energía, Pylontech aprovecha sus ventajas en investigación y desarrollo independientes de celdas e integración vertical de la cadena de producción para ofrecer un sistema de almacenamiento de energía fiable y seguro a largo plazo.

Para finales de 2022, Pylontech ya había entregado más de 1.000.000 de sistemas de almacenamiento de energía. Gracias a la vasta experiencia en el almacenamiento de energía de las baterías de litio, Pylontech impulsará la aplicación de la batería de iones de sodio en el campo del almacenamiento de energía con su innovación tecnológica y aportará más valor a los usuarios.

«Ser la primera empresa en conseguir los estándares internacionales de seguridad de la batería de iones de sodio sin duda refuerza el posicionamiento de toda la vida de Pylontech; ser un proveedor dedicado a sistemas de almacenamiento de energía con amplias capacidades de investigación, desarrollo y fabricación. Haremos todo lo posible por aprovechar nuestras capacidades para acelerar el proceso de neutralidad de carbono, independientemente de los retos tecnológicos, económicos o medioambientales», declaró Geoffrey Song, vicepresidente de Comercio Internacional del gigante ESS.

Acerca de TÜV Rheinland

TÜV Rheinland es una organización independiente líder a nivel internacional en pruebas, inspección, certificación, capacitación y consultoría con más de 150 años de experiencia en todo el mundo.

Acerca de Pylontech

Pylontech se fundó en 2009 como proveedor especializado en sistemas de almacenamiento de energía con baterías (BESS) consolidando su experiencia en electroquímica, electrónica de potencia e integración de sistemas para ofrecer soluciones confiables de almacenamiento de energía a nivel mundial.

Con envíos que se han duplicado durante ocho años consecutivos, se ha convertido en un proveedor líder de sistemas de almacenamiento de energía en todo el mundo.

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Alertan que las inversiones en renovables se han desplomado en los últimos cinco años en México

De acuerdo con el Climascope de BloombergNEF publicado en 2022, México se ha desplomado del lugar 8 al 63 entre los mercados emergentes y ocupa el número 90 en el ranking global.

El estudio establece que en lo que va de la administración del presidente Andrés Manuel López Obrador, las inversiones destinadas a proyectos de energías limpias se han reducido ido drásticamente, pasando de 5,893 millones de dólares en 2017 y 4 mil 254 millones de dólares en 2019 a tan solo 705.9 millones de dólares en 2021.

En este marco, Juan Carlos Machorro, socio de la firma de abogados especializada en proyectos de energías limpias, Santamarina + Steta y su asociada, Norma Álvarez, destacan: “Se generó una parálisis administrativa sustancial, en donde, la Comisión Reguladora de Energía (CRE), no le da trámites a los expedientes de las empresas privadas, privilegiando únicamente las solicitudes de Comisión Federal de Electricidad (CFE)”. 

“Estamos atravesando una situación de incertidumbre absoluta en donde las reformas a la Ley de la Industria Eléctrica están en buena medida suspendidas en el Poder Judicial Federal. No hay certeza jurídica, no hay inversiones y hay un número muy importante de litigios en proceso”, agregan, en diálogo con Energía Estratégica.

Según la revista Expansión, la inversión en energías renovables ha vuelto a un piso mínimo en 2022. México sumó en ese año inversiones por 1,000 millones de dólares relacionados con cualquier negocio enfocado en energía eólica y solar.

La cifra se sitúa como la más baja desde 2016, cuando apenas se realizaban las primeras subastas de largo plazos impulsadas tras la reforma energética. En ese período las compañías también comenzaron a anunciar y desplegar grandes inversiones en algunas centrales eléctricas.

El insignificante número de inversiones sumado durante todo 2022 contrasta con la inversión récord de 2017, de 6,200 millones de dólares. Y es aún más baja que en los años previos a que la reforma energética comenzará a surtir efecto y aún no existían grandes medidas para fomentar la inversión en el sector. Por ejemplo, en 2014 la inversión fue de 2,200 millones de dólares.

Por su parte, el Programa para el Desarrollo del Sistema Eléctrico Nacional (“PRODESEN”) 2022-2036 , publicado en junio de 2022, señaló que la Generación Total de energía eléctrica proveniente de permisionarios (incluyendo CFE y abasto aislado) y de los proyectos financiados por el Fideicomiso de Riesgo Compartido (FIRCO), así como de la Generación Distribuida Fotovoltaica, para los años 2018, 2019, 2020 y 2021 fue de 313,978.24 GWh, 321,584.42 GWh, 317,268.51 GWh y 328,597.98 GWh, respectivamente.

En el 2021, el 29.5 % de la energía generada provino de fuentes limpias (70,563.43 GWh), mientras que el 70.5% de fuentes convencionales (231,747.91 GWh). En este sentido, en el 2021 se registró un incremento de la generación con energía limpia de 2.9% respecto al año 2020.

“El gobierno del presidente López Obrador hizo cambios muy drásticos, con una visión más ideológica que técnica o económica. Canceló subastas y licitaciones para redes de transmisión y ha venido modificando las reglas del juego, lo cual ha ahuyentado a las inversiones. Este será un sexenio perdido en materia de avances en energías renovables”, comenta Machorro.

El riesgo de caer en un panel arbitral con Estados Unidos y Canadá

Ante esta coyuntura, el gobierno de los Estados Unidos presentó el año pasado una solicitud de consultas, para un procedimiento formal de solución de controversias entre los países miembros del tratado comercial T-MEC.

Si México no soluciona voluntariamente estas solicitudes, se instalaría formalmente un panel arbitral que podría imponer sanciones al país por violar el tratado con el objetivo de forzarlo a cumplir.

“Estas sanciones pueden consistir en el retiro de beneficios como aranceles preferenciales en los productos mexicanos que EEUU decida. No hemos llegado todavía a esta situación porque aparentemente los países siguen platicando”, explica el socio de Santamarina + Steta.

¿Algo de luz al final del túnel?: la CRE debe reactivar los permisos

No obstante, Álvarez, advierte que sería cuando menos posible una pequeña luz al final del camino que comenzaría a asomarse en forma por demás tenue desde año pasado.

“A partir de esta acción de los gobiernos estadounidense y canadiense, existe la posibilidad de ver un cambio de postura del Gobierno mexicano. La CRE podría empezar a emitir permisos y a destrabar estos expedientes que tenía guardados con el pretexto de que la pandemia había retrasado los trámites”, vislumbra.

Sin embargo, la experta del sector refiere: “Aún cuando el Gobierno está trabajando en un acuerdo para levantar los plazos de suspensión derivados del COVID, la alternativa planteada no parece ser satisfactoria al incluir limitaciones importantes en cuanto al número de trámites que pueden iniciarse por sector y por parte interesada, sin que el problema de fondo se resuelva, al contrario.”.

En el contexto de la COP 27, México presentó nuevas metas, más allá del compromiso previo de 30%, incluyendo el compromiso de aumentar la reducción de GHG del 22% al 35% en los próximos 8 años, invertir 48 mil millones de dólares con el apoyo de EUA y reducir emisiones en 52 millones de toneladas de carbono, generando 40 GW más de energía limpia, lo que implicaría casi duplicar este tipo de generación en la matriz energética nacional.

“Estamos nuevamente en la presencia de antinomias que se han vuelto costumbre en nuestro país; resulta sencillamente impensable lograr estas metas sin un cambio drástico de rumbo en las políticas aplicadas por esta administración en el sector energético, como resulta impensable salir bien librados del proceso de consultas al amparo del T-MEC y de aquellas otras consultas y arbitrajes de inversión que se activen en el futuro próximo”, concluye Machorro.

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¿Cómo avanza Río Negro en la implementación de la generación distribuida?

Río Negro avanza en el desarrollo de la generación distribuida. Tras adherir a la Ley N° 27424 a fines del año pasado a través de su ley provincial N° 5617 (entró en vigencia el 27 de diciembre del 2022 pero la GD está reglamentada desde 2017 en RN) e incorporar la figura de usuario – generador colectivo, desde el gobierno provincial esperan que los usuarios – generadores ya operativos en su territorio realicen el trámite nacional y accedan a todos los beneficios posibles.

“Fue oportuno organizar reuniones internas para interiorizar sobre las líneas de créditos del BICE. Con ese objetivo, se armaron dos reuniones: la primera para agentes provinciales y municipales  y luego se armó una específica para las PyMES”, sostuvo María del Carmen Rubio, directora de Evaluación de Proyectos y Regulación de la Secretaría de Energía de Río Negro. 

“En ambas oportunidades, desde el BICE presentaron las líneas de crédito, explicaron en qué consisten y cómo funcionan, considerando que sólo se financia el equipo fotovoltaico y el equipamiento directo asociado, inverter. Y por nuestra parte se explicó el trámite a realizar y los formularios correspondientes. El objetivo es hacer de vínculo entre el banco y los posibles U/G para que inviertan en la GD”, agregó en conversación con Energía Estratégica. 

Es decir que desde la provincia se pondrán a disposición de las empresas interesadas para ayudarles en la concepción de los formularios correspondientes y conectarlos con los instaladores habilitados que figuran en la web de la Sec. de Energía de Nación para el desarrollo de proyectos. 

“Además, intentaremos que todos los usuarios – generadores que ya están conectados, hagan el trámite en Nación para que figuren en dicho reporte de avance y que coincidan tanto allí como en el sistema de Río Negro”, complementó María del Carmen Rubio.

Tal es así que en el listado de la Secretaría de Energía nacional figura que la provincia patagónica cuenta con 12 U/G operativos (fueron los que completaron el registro en la plataforma), cuando en el sistema local en realidad existen 92 U/G habilitados a lo largo de todo Río Negro (mayormente en el sector residencial). , de los cuales 28 usuarios – generadores ya iniciaron el trámite en el registro de Nación. 

¿Cuáles son las expectativas? La directora de Evaluación de Proyectos y Regulación señaló que se espera se incorporen más proyectos de generación distribuida a partir de los beneficios a nivel país y de la implementación del Fondo para la Generación Distribuida de Energías Renovables (FODIS). 

“Las expectativas es que todos los incentivos motiven a los usuarios a instalar renovables que permita el autoabastecimiento y la inyección a la red, ya que la GD es absolutamente importante para lograr la diversificación de la matriz energética y cada usuario puede hacer su aporte”, insistió. 

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La agrovoltaica y el bombeo solar de agua se posicionan como alternativas para seguir fomentando las renovables en Argentina

Argentina cuenta con una serie de barreras que dificultan la entrada de mucha más generación renovable. A pesar que recientemente se lanzó la licitación RenMDI (cierra el 27 de abril) y que se lanzaron créditos para generación distribuida, la falta de capacidad en las redes de transmisión o de financiamiento para grandes proyectos como dos de los principales obstáculos a sortear.

Pero a ello se suma que el presidente de la Nación, Alberto Fernández, priorizó a los hidrocarburos y al gas natural por sobre las renovables e hidrógeno verde, durante su discurso de apertura de las sesiones ordinarias del Congreso, a tal punto que no mencionó a estas últimas dos fuentes de generación. 

“El gobierno en su último año se encuentra con una situación de poco poder político, poco financiamiento y una restricción externa por la falta de dólares. En ese contexto, es difícil impulsar políticas de largo plazo de descarbonización y de transición energética hacia fuentes renovables”, sostuvo Marcelo Álvarez, secretario del board del Global Solar Council y co-coordinador del Task Force Latam (junto a Rodrigo Sauaia)

Por ello, explicó que el fomento a los sistemas agrovoltaicos y equipos de bombeo solar de agua pueden resultar dos alternativas ante la falta de infraestructura eléctrica y en pos de alcanzar la meta de carbono neutralidad en el futuro y de reducir el uso de combustibles fósiles. 

“El gobierno deja pasar la oportunidad, tanto en GD como nichos intermedios como los mencionados anteriormente, por lo que podría impulsar políticas que arranquen ahora mismo y se potencien con la próxima gestión de gobierno”, agregó. 

Ambas alternativas sólo requerirían modificaciones de los decretos reglamentarios ya que la Ley N° 27424 le permiten a la autoridad de aplicación establecer los mecanismos de incentivo que considere adecuados sin la necesidad modificar la propia ley. 

Y su implementación no sólo podría desplazar combustibles fósiles de alto costo, sino que también tendría un impacto favorable en términos de divisas netas, emisiones y generación de empleo a nivel nacional. 

“El tema es que como parte de la cadena de valor es importada (sólo del 68% al 55% son elementos locales) salen más dólares de lo que entran por lo que ata al gobierno de manos en cuanto a autorización de SIRA. Aunque dependiendo qué desplace y en qué región, es la cuenta de dólares que se evitará salir en el primer año y son alternativas para sortear la necesidad de grandes inversiones en la infraestructura eléctrica”, detalló Álvarez. 

¿Qué otra alternativa se presenta?

Desde el sector energético se presentaron propuestas para replicar el modelo chileno de Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD), de hasta 9 MW de potencia, y así impulsar las renovables bajo proyectos de baja y mediana escala. 

“Podríamos aprender de ahí ya que se generan dos mercados: uno de primer piso donde se generan PyMES locales y otro de empresas locales o extranjeras que compran varios proyectos juntos y hacen economías de escala entre utility scale y GD tradicional en la compra de los componentes principales”, concluyó el  secretario del board del Global Solar Council y co-coordinador del Task Force Latam.

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Países de la región SICA destacan la herramienta de Mapas de Favorabilidad Geotérmica

Expertos y técnicos de los países de la región centroamericana y de República Dominicana, pertenecientes a instancias del sector energético, académico y ambiental, se dieron cita para participar en el taller de intercambio: “Mapas de favorabilidad geotérmica en los países de la región SICA. Dicho evento contó con las palabras del viceministro de Energía de Costa Rica, señor Ronny Rodríguez, quien manifestó su complacencia con la actividad, mencionando que los usos directos de la geotermia son favorables porque son recursos autóctonos y se pueden aprovechar en gran medida, ya que están asociados a la descarbonización.

Por su parte, la directora regional del Proyecto “Utilización del Calor Geotérmico en Procesos Industriales en los Países Miembros del SICA” (GEO-II), señora Ana Lucía Alfaro, dio la bienvenida al taller y agradeció la participación de los funcionarios, tanto de manera virtual como presencial a lo largo de la jornada, la cual tuvo una duración de tres días.

Bajo el proyecto GEO II, implementado por la cooperación alemana, por encargo del BMZ, se pretende la implementación de una base de datos para los países de la región SICA, la cual contribuya a promover el aprovechamiento geotérmico, principalmente sus usos directos y proveer todo tipo de información geoespacial que pueda ser compartida públicamente, (con la autorización previa del organismo correspondiente de cada país).

Por lo anterior, se han dado los primeros pasos, donde la herramienta ha sido presentada a las contrapartes para conocer sus expectativas y requisitos; de esa manera, se generó un punto de partida para los mapas de favorabilidad geotérmica, cuyo propósito es la identificación de las áreas promisorias para el aprovechamiento geotérmico en procesos industriales. En el taller, los participantes lograron conocer y practicar, paso a paso, la metodología derivada en el diseño de una plataforma regional, que es funcional en todos los aspectos y utilizable para todas las partes interesadas de los geodatos y la información.

En ese sentido, la visión es que la región SICA tenga una base de datos geotérmica, lo más homogénea y uniforme posible, así como mapas de oferta y demanda de calor, que sirvan de escaparate a nivel nacional e internacional, del potencial y las oportunidades de los usos de la energía geotérmica para diferentes actores y sectores.

De igual forma, uno de los acuerdos de la actividad fue la elaboración de artículos científicos, cuyo objetivo es que los países se apropien de la metodología a través de sus propios artículos.

La actividad virtual y presencial concluyó con éxito, donde los participantes expresaron su interés en continuar trabajando, a través de la creación de un grupo de trabajo regional que dé seguimiento a los avances arrojados en el taller y de esa manera, lograr el objetivo a favor de la región centroamericana y de República Dominicana.

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Hasta el 6 de abril se extienden las postulaciones del concurso “Ponle Energía a tu Empresa”

Aún queda tiempo para participar del “Ponle Energía a tu Empresa”; iniciativa del Ministerio de Energía financiada por la Unión Europea que tiene un fondo total de $1.200 millones de pesos y que entrega un cofinanciamiento de $7 a $60 millones para implementar proyectos de autoconsumo a través de energías renovables, dirigido a micro, pequeñas, medianas y grandes empresas.

A través de este cofinanciamiento para proyecto renovables de autoconsumo se está aportando, por una parte, a la reactivación económica del país y, por otra, potenciando el nuevo modelo de desarrollo económico sostenible que impulsa el Gobierno el Presidente Gabriel Boric”, dijo la Seremi de Energía de Magallanes, María Luisa Ojeda.

Con este concurso, “se espera beneficiar directamente a más de 100 empresas de todos los tamaños a nivel nacional”, agregó la Seremi de Energía, quien aprovechó la ocasión de contar que el concurso extendió su plazo de postulación.

“La fecha límite para postular a este programa es el día 6 de abril del presente año. Tras el término de la etapa de preguntas se realizaron modificaciones de bases que facilitan las postulaciones”, dijo la autoridad regional de Energía.

Las bases del concurso establecen que se podrán cofinanciar proyectos de energía renovable para energía eléctrica, térmica o cogeneración, a través de cualquier tecnología renovable de autoconsumo. Es importante destacar, que, en Chile, más del 38% del consumo de energía es utilizada por el sector de industria y minería. Ponle Energía a tu Empresa nace precisamente entendiendo que las energías renovables son un pilar fundamental para incorporar en estos sectores.

Se entrega una bonificación sobre el porcentaje de cofinanciamiento de un 5% adicional a los proyectos que se localicen en zonas extremas o en comunas en transición justa en energía, y también a los proyectos donde el postulante sea una mujer o pertenezca a pueblos originarios, los que pueden ser acumulativos.

“Ponle Energía a tu Empresa” es realizado en el marco del proyecto «Energías Renovables para el Autoconsumo en Chile» de NAMA Facility, proyecto implementado por KFW y GIZ. El componente financiero completo tendrá un presupuesto de 14 millones de euros, que son aportados por la Unión Europea, destinados a fomentar la inversión en proyectos de autoconsumo, así como el desarrollo del sector financiero en este ámbito.

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Europa realiza compras récord de GNL ruso, según la AIE

Los suministros de gas natural licuado (GNL) de Rusia a Europa están batiendo récords, informaron desde la Agencia Internacional de la Energía (AIE). Esto sucede mientras la propia Comisión Europea insta a los países miembros de la UE a abandonar por completo la adquisición de GNL ruso.

“Los volúmenes de GNL ruso que ingresaron a la Unión Europea (UE) en febrero de 2023 aumentaron a 2.000 millones de metros cúbicos”, afirmó a TradeWinds Greg Molnara, analista de la AIE.
Agrega que Bélgica, Francia y España representaron el 80% de estas importaciones. Y, en este sentido, que el valor de las importaciones rusas de GNL se estima en US$ 1.300 millones

Los datos de los portales de navegación Vesselfinder y Marinetraffic muestran que los gaseros entregaron en enero 2.300 millones de metros cúbicos de GNL ruso a Europa, de los cuales 1.900 millones se quedaron en la región. El volumen entregado es superior al volumen medio mensual de las exportaciones rusas de GNL a la UE, de 1.800 millones de metros cúbicos el 2022.
A pesar de que la UE llama a los países miembros a reducir sus importaciones desde Rusia por completo los envíos siguen llegando.

Europa, que anteriormente se mostraba reacia a celebrar acuerdos de GNL a largo plazo por motivos climáticos y de limitación de emisiones, está desplegando unidades flotantes de regasificación y almacenamiento de gas para recibir GNL suministrado en lugar de gas ruso.
Por ejemplo, el Gobierno alemán promueve activamente la construcción de terminales receptoras de importaciones de GNL. Consisten principalmente en buques e infraestructuras en tierra y pueden ponerse en funcionamiento más rápidamente que las terminales fijas. Está previsto que en 2026 estén en funcionamiento un total de 11 terminales de GNL.
No obstante, el costo de las terminales flotantes de GNL pendientes de construcción en Alemania se triplicó con creces hasta alcanzar los 10.000 millones de euros en diciembre de 2022.
La mayor parte del GNL ruso procede de la empresa conjunta Yamal LNG, que es propiedad mayoritaria de la compañía rusa Novatek, con otras participaciones de la francesa Total, la china CNPC y un fondo estatal chino. Algo menos del 10% de las acciones de Novatek son propiedad de la empresa estatal rusa Gazprom. Además, tiene contratos a largo plazo con la española Naturgy y la francesa TotalEnergies.
Mientras tanto, parte del GNL puede ser revendido a la UE por los clientes asiáticos de Yamal LNG. La ruta de larga distancia, a través de la ciudad belga de Zeebrugge, se utiliza para el suministro de gas cuando faltan rutas marítimas en la Ruta Marítima Septentrional.

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Nuevos récords de demanda de electricidad por la persistente novena ola de calor

El viernes 10 de marzo se registró un nuevo máximo histórico de demanda de
potencia en el SADI para día hábil, que alcanzó los 28.562 MW a las 15.15 (récord anterior 28.283 MW registrado el 06/12/22), informó la compañía mayorista del mercado eléctrico CAMMESA.

Asimismo, el área GBA también superó su máximo anterior con 11.151 MW
registrados a las 15.28 (récord anterior 10.904 MW el 06/03/23).

Estas demandas son atípicas para este periodo, y obeceden a la presencia de un
nuevo evento de ola calor, el 9no de la temporada, que afecta principalmente a la
franja central y norte del país, lo que hace que se superen varios récords de
temperatura y de demanda eléctrica.

Al momento del pico, las regiones más demandantes del SADI fueron GBA con
un 40%, Litoral 14%, Provincia de Buenos Aires 11%, Centro y NOA 9% cada una,
NEA 8% y el resto se demandó en Cuyo, Patagonia y Comahue.

El SADI operó a plena convocatoria con 2.056 MW de reservas rotantes,
cumpliendo con los límites de transporte vigentes y con tensiones en la red de 500
kV en valores normales en todos sus nodos.

Los pronósticos indican la persistencia para los próximos días de muy altas
temperaturas y elevada sensación térmica en los principales centros urbanos del
país, fundamentalmente en la región central y norte, por lo que se recomienda el
uso racional y consciente de la energía eléctrica.

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La emergencia eléctrica por la ola de calor desató una fuerte disputa entre Neuquén y Nación

NEUQUÉN.- En medio de la emergencia eléctrica por la ola de calor, que este viernes quedó evidenciada por el nuevo récord histórico que se registró en el sistema, se generó una disputa entre la gobernación de Neuquén y las autoridades del área energética del gobierno nacional por la gestión de las reservas de agua del complejo hidroeléctrico del Comahue. Concretamente, funcionarios de la administración patagónica advierten que el pedido de Cammesa, la compañía que administra el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), de aumentar el despacho hidroeléctrico desde El Chocón y Piedra del Águila podría comprometer la seguridad del abastecimiento de agua para la región.

““La provincia de Neuquén no se hace responsable en cualquier daño y perjuicio a los habitantes de la cuenca”, manifestó Elías Sapag, representante neuquino en la Autoridad Interjurisdiccional de Cuencas (AIC), en diálogo con EconoJournal y recordó que las prioridades del uso del agua son: primero abastecer a las ciudades, luego a las industrias y en tercer lugar la generación de energía eléctrica.

El martes de esta semana Cammesa solicitó que se incremente el volumen de agua que se turbina en la central El Chocón pese a que rige la declaración de emergencia hídrica en la zona ante la sequía de más de diez años.

Sapag cuestionó a sus pares de Río Negro y de Buenos Aires en la AIC, quienes accedieran a la solicitud de erogación de 600 metros cúbicos por segundo en la represa durante los próximos 15 días. 

Para las autoridades neuquinas, se configuró un cóctel peligroso porque en este marzo se registran en forma simultánea olas de calor en todo el país, actividades productivas a pleno luego del receso de verano y la sequía que vive la región de más de diez años.

Nivel en baja

Los ríos Limay, Neuquén y Collón Cura hoy en día tienen los niveles de caudal más bajos de los últimos 120 años. Si bien desde la AIC se reconoce que hay buenas reservas en los embalses, Sapag aseguró que esto se debe a que se cuida el recurso mediante la declaración de Emergencia Hídrica vigente que pone cotas a las erogaciones de agua.

“Venimos de 15 años de sequía y no sabemos cómo va a seguir el clima, por eso no queremos acceder a cada demanda de Nación”, dijo Sapag.

“Desde la Secretaría de Energía no tienen planificación para la demanda de energía. Estamos pidiendo sentarnos a una mesa para charlar los problemas que tenemos. No podemos dejar sin agua nuestros ríos. Cammesa sabe que hay una emergencia hídrica, es un problema de Nación, cuando nosotros tenemos problemas, ellos no nos atienden”, concluyó.

La Autoridad Interjurisdiccional de las Cuencas de los ríos Limay, Neuquén y Río Negro es un organismo que tiene por objeto todo lo relativo a la administración, control, uso y preservación de las cuencas de los ríos mencionados. La integran representantes de las Provincias de Neuquén, Río Negro y Buenos Aires, y del Estado Nacional.

Años secos

El responsable de Fiscalización de las Concesiones de la AIC mencionó a este medio que “se ve claramente que la falta de generación de energía se debe a la falta de agua. Aún con todos los factores que intervienen en el mercado eléctrico, lo que el sistema haría es generar con el combustible más económico, que es el agua, que no se le paga a nadie”.

Y aseguró que los embalses del Limay en su conjunto tienen aproximadamente el 67 % del agua útil que podrían almacenar en esta época. Los del río Neuquén, el 78 %. “Esas buenas reservas gracias a la operación que se realizó en virtud de la declaración de Emergencia Hídrica, cuyo efecto más concreto fue limitar el uso de agua para generación”, dijo.

El año hidrológico termina a fin de marzo, aunque fuera un marzo muy húmedo, en relación ya se sabe que es un mes muy seco que no alcanza a cambiar la tendencia.

Y analizó los pronósticos: “Lo que suceda a partir de abril, en un nuevo año hidrológico es sumamente incierto, ya que todos los pronósticos de mediano plazo son netamente cualitativos y tienen mucha dispersión. El único pronóstico que mira el semestre anticipa sequía. Aunque hay otros que anticipan el fenómeno Enzo, es decir un cambio del fenómeno niña a niño. Tampoco es definitivo en cuanto a que eso se refleje en precipitaciones y caudales altos en nuestra región. El panorama es incierto y sería prudente, desde el punto de vista de la disponibilidad de agua, manejarse con precaución y almacenar todo lo posible en los embalses”.

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, Jorgelina Reyente

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YPF en N.Y: detalló resultados y plan de inversiones

La energética de mayoría accionaria estatal YPF celebró en la Bolsa de Nueva York los 30 años de cotización en Wall Street. Presentó los resultados del último trimestre de 2022 y su plan de inversiones en el desarrollo y la industrialización de hidrocarburos a mediano y largo plazos. Para el año en curso las inversiones previstas rondarán los 5.000 millones de dólares.

La presentación estuvo encabezada por el presidente de la compañía, Pablo González, acompañado por el CEO, Pablo Iuliano, y otros directivos.

YPF alcanzó el año pasado un resultado positivo de casi U$S 5.000 millones ( 27% superior al 2021). La ganancia neta orilló los 2.200 millones de dólares.

Asimismo, participó (de forma virtual) el ministro de Economía, Sergio Massa, quien anunció el inminente envía al Congreso de la Nación de un proyecto específico para la promoción de la industrialización del gas natural y su conversión a GNL, para satisfacer la demanda interna y para su exportación al mercado internacional. Se trata de un proyecto con especificaciones impositivas y de libre disponibilidad de divisas (parcial) para las empresas inversoras en este rubro.

De hecho, YPF tiene en proyecto el desarrollo de una planta de GNL en sociedad con Petronas sobre la base de una mayor producción del gas natural que ambas compañías explotan en Vaca Muerta (NQN).

Además, Massa anunció que en la próxima Asamblea de Accionistas de YPF el Estado nacional propondrá retomar la distribución de dividendos para consolidar a la compañía en el sistema financiero.

YPF espera duplicar se producción de petróleo e incrementar 30 por ciento la producción de gas en los próximos cinco años (2023-2027).Lew. La compañía proyecta un incremento de producción de petróleo del 8 por ciento y del 3 por ciento en gas en 2023.

En 2022 la empresa registró el mayor crecimiento de su producción de crudo y gas de los últimos 25 años, con un aumento de 7,2 por ciento, principalmente impulsada por sus áreas en Vaca Muerta. También invierte en recuperación terciaria para sostener su producción en yacimientos convencionales en otras cuencas del país, particularmente en la CGSJ.

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Massa y embajador de China ratificaron acuerdos con la mira en inversiones en energía y saneamiento

El Ministro de Economía, Sergio Massa, y el Embajador de la República Popular de China en Argentina, Zhou Xiaoli, coincidieron en “la firme voluntad de ambas naciones para lograr un mayor desarrollo, por medio de proyectos concretos que promuevan el crecimiento económico”. En este sentido, destacaron la relevancia e importancia de los instrumentos bilaterales vigentes, así como también las oportunidades de cooperación en el marco de la Iniciativa de la Franja y la Ruta.

Al respecto, repasaron el estado y el avance de los diferentes proyectos que cuentan con financiamiento chino, entre ellos los del rubro Energía, resaltando la importancia de estas obras para promover el desarrollo local. “Además del reciente avance en las Represas Hidroeléctricas en Santa Cruz (Néstor Kirchner y Jorge Cepernic), se comprometieron a continuar trabajando para avanzar en inversiones vinculadas a la red eléctrica, gasoductos y la red de agua en distintas partes del país, entre otras obras”, describió Economía.

Cabe referir que uno de los principales proyectos que podría contar con financiamiento de capitales chinos es la construcción del segundo tramo del Gasoducto troncal Presidente Néstor Kirchner. Economía procura llamar a licitación en el segundo semestre del año.

Massa, recibió en el Palacio de Hacienda al embajador Zhou Xiaoli, para repasar la agenda económica/financiera bilateral y fortalecer acuerdos e inversiones entre ambos países.

Al comenzar el encuentro el Embajador propuso al Ministro Massa realizar una visita de trabajo a China hacia fines del primer semestre, con el objetivo de consolidar aún más la cooperación económica y política, se destacó desde Hacienda.

En la reunión de trabajo repasaron los recientes anuncios de inversión de empresas chinas en la Argentina vinculadas a agregar valor en el sector de litio, fabricación de autos eléctricos y fertilizantes.

El Embajador Xiaoli visitó el Ministerio de Economía junto con su ministro consejero Sun Yi y su consejera comercial, Xia Diya, en tanto que el Ministro Massa estuvo acompañado por su asesor en relaciones internacionales, Gustavo Martinez Pandiani.

En materia comercial, se comprometieron a continuar trabajando para profundizar la vinculación financiera, así como también agilizar la apertura de mercados para que más productos de las economías regionales argentinas sean comercializados en China, a fin de lograr una mayor equidad en la balanza comercial, punto en el que el Ministro hizo hincapié, como punto pendiente y central de la agenda bilateral.

Sobre esta cuestión destacaron que la búsqueda de instrumentos financieros es central para fortalecer el intercambio.

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Modificarán el esquema de sanciones a Edenor y Edesur cuando registren cortes de electricidad a hogares

El Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE) publicó en el Boletín Oficial la resolución 252 que modifica los indicadores técnicos que se utilizan para medir la calidad del servicio de Edenor y Edesur. Lo que se busca es establecer penalidades más duras cuando las distribuidoras incurran en fallas con el suministro a hogares. La medida recién se aplicará a partir de septiembre. En los hechos, el ENRE estableció un control más estricto en los indicadores de frecuencia y duración de los cortes de luz en las zonas que más vienen sufriendo interrupciones en el servicio. Impactará en las sanciones a las distribuidoras y sobre los resarcimientos a los usuarios.

El contrato de concesión tiene indicadores para establecer multas a Edesur y Edenor respecto al servicio técnico y comercial. Uno de los principales controles tiene que ver con los indicadores de frecuencia de cortes de luz que tiene una zona determinada y cuál es la duración de las interrupciones del servicio. Formalmente los indicadores se denominan Calidad del Servicio Técnico SAIDI (duración de interrupción media por usuario) y SAIFI (frecuencia de interrupción media por usuario).

En la Revisión Tarifaria Integral (RTI) de 2017 se establecieron límites por partido y comuna para ambos indicadores. La resolución del ENRE fija nuevos límites de frecuencia y duración entre los semestres 54 (marzo 2023 a agosto 2023) y 55 (septiembre 2023 a febrero 2024) y pone, de esta manera, mayores exigencias para aplicar sanciones a las distribuidoras. Se trata de “un control más estricto en la cantidad y duración de los cortes. Buscamos establecer un criterio más exigente para las distribuidoras en determinados municipios y comunas”, según indicaron fuentes del ENRE a EconoJournal. Respecto de por qué la medida comienza a aplicarse desde septiembre, las mismas fuentes explicaron que “los incumplimientos de las distribuidoras se dan en el verano, justamente en el período del semestre 55 (septiembre 23- febrero 24)”.

Dónde impacta

Los nuevos límites en los controles de los cortes de electricidad entre el semestre 54 y 55 abarca a distintas zonas de la ciudad de Buenos Aires (CABA) y el conurbano. Puntualmente para Edesur, las zonas en CABA que abarca el control en la frecuencia de los cortes de luz son las comunas 5, 6, 7, 8, 9, 10 y 11. En el conurbano, las localidades con más control serán Cañuelas y Presidente Perón.

En cuanto el indicador de duración en Edesur, sólo una comuna tiene un nuevo límite y es la 10, que abarca barrios que vienen sufriendo extensos cortes de electricidad como Monte Castro, Floresta, Villa Luro, Vélez Sarsfield, Versalles y Villa Real. El resto de las comunas mantendrán los mismos indicadores. Llama la atención que no fue incorporada en el indicador de duración la comuna 9, donde los barrios de Matadores, Parque Avellaneda y Liniers que vienen sufriendo extensos cortes de luz. En el conurbano, para el indicador de duración de los cortes de Edesur figuran las localidades de Cañuelas, Ezeiza y Presidente Perón.

En el caso de Edenor, al indicador de frecuencia será más estricto para las comunas 11, 14 y 15 en CABA y en las localidades de Escobar, Gral. Las Heras, Gral. Rodríguez, José C. Paz, Marcos Paz, Merlo, Moreno, Pilar, San Miguel y Tigre.

Mientras que el indicador de duración de cortes en Edenor se aplicará más rigurosamente para las comunas 11, 12, 13, 14 y 15 y en el conurbano para las localidades de Escobar, Gral. Las Heras, Gral. Rodríguez, José C. Paz, La Matanza, Malvinas Argentinas, Marcos Paz, Moreno, Pilar y Tigre.

Frecuencia y Duración

El anexo de la resolución aclara: “la reducción de los indicadores SAIFI (frecuencia) y SAIDI (duración), sólo se aplica en los partidos y/o comuna cuya reducción establecida en el semestre 53 (septiembre 2022 – febrero 2023) supere el valor SAIFI = 3,020 y SAIDI = 5,534 (valores que resultan promediar los indicados para el semestre 53, de los partidos de la provincia de Buenos de Aires) y los valores SAIFI = 1,682 y SAIDI = 3,873 (valores que resultan promediar los indicados para el semestre 53 de todas las comunas de CABA). En los senderos de los partidos y/o comunas que no superen dichos valores, se mantienen el valor correspondiente al semestre 54 (marzo – agosto 2023)”.

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, Roberto Bellato

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Por la ola de calor, la demanda de energía en la Argentina alcanzó un nuevo récord histórico

En medio de la ola de calor que golpea el centro del país, la Argentina marcó un récord histórico de demanda de energía eléctrica este viernes 10 de marzo a las 15:15 horas. En ese momento, la demanda trepó a los 28.562 MW. Nunca se había demandado tanta energía en el país, sea en un día hábil o no hábil. Así, se superó la marca anterior que había sido el 6 de diciembre de 2022, cuando la demanda alcanzó los 28.283 MW, según la información que aporta Cammesa, la compañía que administra el mercado eléctrico.

El récord se registró cuando la temperatura en el Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA), donde se encuentra la demanda del país, llegó a los 37° centígrados y con una sensación térmica por arriba de los 41,2°. El récord de demanda coincide con el verano más caluroso de la historia del país.

Generación

A las 15:15 horas de este viernes la generación en el Sistema Interconectado Nacional (SADI) fue de 26.306 MW y se abasteció de distintas fuentes. Las usinas térmicas aportaron la gran parte de la electricidad, ya que alcanzó los 16.601 MW.

La segunda fuente fue fueron las centrales hidroeléctricas con 6.450 MW, luego aparecen las fuentes renovables (principalmente los parques eólicos y solares) con 2.252 MW y, por último, las centrales nucleares aportaron 1.002 MW. Los 2.256 MW de diferencia se cubrieron con importaciones de energía, principalmente de Brasil.

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, Roberto Bellato

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“La relevancia estratégica de la explotación off shore es enorme para el país”

Lo aseguró Norberto Beliera en la previa de una jornada de debate que se realizará este viernes en Mar del Plata con a especialistas, empresarios y sindicalistas. “Tiene una generación de riqueza e impacto positivo en toda la actividad de la cadena productiva”, alertó. Mientras se esperan novedades sobre el comienzo de la etapa de exploración petrolera en el Mar Argentino norte, luego que la actividad fuera habilitada por la Justicia Federal, este viernes se llevará adelante una jornada en Mar del Plata donde disertarán especialistas, empresarios y sindicalistas. “La relevancia estratégica del proyecto para el país es enorme”, advierte […]

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El CEO de YPF asegura que el proyecto de ley para promoción de GNL será enviado proximamente al Congreso

El proyecto es fundamental para que el país pueda monetizar sus reservas y convertirse en un exportador de gas natural licuado. Los productores de hidrocarburos de Argentina esperan que el gobierno envíe una propuesta de ley al Congreso para incentivar la producción de gas natural licuado (GNL). Y según Pablo Iuliano, presidente ejecutivo de YPF, esto sucederá en las próximas semanas. Iuliano destacó que el gobierno está buscando activamente un banco para financiar el proyecto, así como la expectativa de que la segunda mitad del Gasoducto Néstor Kirchner se licite este año a partir de la conferencia CERAWeek, que se […]

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Otasa estaría en condiciones de exportar a partir de mayo

El ministro de Energía de Neuquén, Alejandro Monteiro, brindó detalles de la obra de Otasa, el Decreto 929, las nuevas concesiones y las exportaciones. Vaca Muerta se prepara para convertirse en un polo exportador de la mano del Gasoducto Néstor Kirchner, el proyecto Duplicar de Oleoductos del Valle (Oldelval) y el Oleoducto Transandino (Otasa). Según el presidente de YPF, Pablo González, la obra que permitirá exportar crudo desde la Cuenca Neuquina a Chile presentaba algunas demoras por parte del país trasandino, pero el ministro de Energía de Neuquén, Alejandro Monteiro, aseguró que todo se realiza de manera normal. Eel titular […]

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Ávila finalizó su participación en PDAC

La secretaría de Minería, Fernanda Ávila, finalizó el miércoles 8 de marzo, su participación en la Prospectors & Developers Association of Canada (PDAC) 2023. Con una agenda de trabajo centrada en el estado, las oportunidades de inversión y los desafíos que presenta el desarrollo de la industria minera en la Argentina. Durante los cuatro días de participación, Ávila encabezó, junto con su par de Energía, Flavia Royón y el Subsecretario de Programación Económica, Germán Plessen, diversas presentaciones ante la comunidad minera internacional. A su vez, mantuvo reuniones con funcionarios y los principales inversores del sector a fines de promover el […]

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Royon en el CERAWeek 2023: “Argentina va a jugar un rol de peso en el mapa energético global”

Así lo afirmó la secretaria de Energía al participar de la principal conferencia internacional sobre energía. Junto con empresarios y autoridades políticas analizó las perspectivas de la transición energética, destacó la capacidad de nuestro país en materia de exportación de gas y sus condiciones favorables para la industrialización del GNL y el hidrógeno En el marco del encuentro anual del CERAWeek 2023, realizado en la ciudad de Houston, la secretaria de Energía de la Nación, Flavia Royon, sostuvo diversos encuentros con los máximos directivos de Chevron, Petronas y Excelerate Energy, con quienes abordó sus perspectivas futuras de inversión en Argentina, […]

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Chubut requiere quince pozos petroleros para ostentar la producción de uno en Vaca Muerta

Así lo calificó Martín Cerdá, ministro de hidrocarburos, para considerar las diferencias de comercio entre las cuencas. Y enfatizó que se deben explorar todas las opciones disponibles para seguir atrayendo inversiones a la Cuenca del Golfo San Jorge. Cerdá afirmó que “competir o ponerse en pie de igualdad con los no convencionales es muy difícil porque tienen rentas muy distintas” al tiempo que destacó las diferencias con el Cuenca Neuquina. Puso el ejemplo de cómo “para la producción de un hoyo en Vaca Muerta un hoyo, necesitamos hacer quince para la misma producción porque hay problemas técnicos o geográficos en […]

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

En el CERAWeek, ejecutivos de la industria plantearon que la producción crecerá a ritmo lento en EE.UU. “La meseta (de producción) está en el horizonte”, adviritió el director ejecutivo de una importante petrolera. Los CEOs pronostican un renovado protagonismo de la OPEP en el horizonte. El secretario general de la organización defendió el esquema OPEP+, en el que Rusia participa. La Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) volverá a tener un protagonismo central en el mercado petrolero mundial por la desaceleración de la producción estadounidense, según opiniones de líderes de la industria del shale oil en Estados Unidos en […]

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Formosa: La Dirección de Industria, Hidrocarburos y Minería formará recursos humanos en la materia mediante cabo un plan de formación

Esta tarde se realizó la reunión inicial de las entidades involucradas para el diagnóstico y trabajo. El director de Industria, Hidrocarburos y Minería, Darío Vergara, aseguró que están trabajando sobre un plan de formación de recursos humanos “altamente calificados” que la empresa REFSA Hidrocarburos “está necesitando y va a necesitar en el futuro”. Posteriormente, explicó, “realizamos nuestra primera reunión de diagnóstico y trabajo con personal del Politécnico, REFSA Hidrocarburos y la Dirección de Industria con los técnicos. Asimismo, recorrieron la planta de producción de hidrocarburo y las instalaciones de yacimiento para “ver cuáles son los requisitos específicos de capacitación que […]

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El CEO de Petrobras dijo que no van a “forzar decisiones que son imposibles o inviables” con la Argentina “solo por razones políticas”

Jean Paul Prates indicó en la CERAWeek que, de todas formas, se están analizando proyectos con el país y que hay voluntad de ambas partes de trabajar juntos. Jean Paul Prates es el CEO de Petrobras desde hace menos de dos meses, cuando fue elegido por el presidente Lula da Silva para dirigir la empresa de energía más grande de Brasil. Hasta fines del año pasado, Prates era senador federal, cargo al que renunció para el nuevo desafío. Ayer por la mañana, Prates demostró en la conferencia CERAWeek by S&P Global que no es un outsider del sector energético y […]

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CON IMPORTANTE DEMANDA, 360ENERGY COLOCA UN NUEVO BONO VERDE POR 80 MILLONES DE DÓLARES PARA FINANCIAR PARQUE SOLAR EN LA RIOJA

360Energy, una de las empresas líderes en energía solar fotovoltaica de Argentina completó exitosamente el lanzamiento de su segunda ON Verde en el mercado local donde se proponía conseguir entre USD 60 y 80 millones, recibiendo ofertas por más de USD 93 millones. La emisora logro completar su objetivo colocando USD 80 millones en los dos tramos previstos. USD 20 millones bullet a 24 meses a una tasa anual del 0% en el tramo corto y USD 60 millones a una tasa del 5% anual en el tramo largo a 108 meses. Los prorrateos resultaron aproximadamente en el 84% y […]

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Caída de la producción y falta de nuevos proyectos, los efectos del freno a las importaciones en la minería de oro y plata

Las expectativas del sector minero en la Argentina están concentradas principalmente en el desarrollo del litio. Pero los proyectos de oro y plata, que en la actualidad generan el 80% de los ingresos del sector, están en declive de producción y podría no haber nuevas operaciones en la próxima década. La Cámara Argentina de Empresarios Mineros (CAEM) advirtió que esta situación es la consecuencia del freno a las importaciones y el aumento de los costos en dólares en la minería metalífera.

“El deterioro se hace palpable por la ausencia de nuevos proyectos. Pasará al menos una década hasta que tengamos un nuevo yacimiento de oro produciendo”, denunció la entidad en el marco de la feria minera Prospectors and Developers Association of Canada (PDAC), que se realiza en Toronto.

Escenario

En la actualidad, la Argentina no tiene ningún yacimiento de oro en construcción ni en etapas avanzadas (factibilidad y prefactibilidad). En cuanto a la plata, hay un solo yacimiento en construcción (La Providencia, ubicado en Jujuy y a cargo de empresa china Hanaq Group), ya que a este mineral se le suma la prohibición de la actividad en algunas provincias que, además, cuentan con reservas de escala mundial.

Según datos de la Secretaría de Minería, hay 12 proyectos de oro en producción y tres de plata, la mayoría están en Santa Cruz, pero también hay operaciones en Catamarca, San Juan, Salta y Jujuy. En cuanto al cobre, que requiere de grandes volúmenes de inversión, la Argentina dejó de producir en 2018, pero el proyecto Josemaría en San Juan está en etapa de construcción.

Un declive de la producción de oro y plata tendrá un impacto negativo en las cuentas nacionales, ya que la minería es uno de los tres únicos sectores productivos que en 2022 generó ingresos netos de divisas al país por su balanza comercial exportadora, afirmó CAEM. El año pasado, la minería fue el sexto complejo exportador nacional totalizando US$ 4.000 millones en exportaciones.

Razones

La cámara minera indicó que la principal causa del deterioro económico “es el permanente incremento de los costos en dólares, la disparidad de tipos de cambio y las dificultades en la provisión de insumos importados”. “A esto se suma que la mayoría de los proyectos en producción se encuentran en etapa madura y, por tanto, conllevan mayores costos de explotación, a lo que indefectiblemente hay que agregar la merma del contenido metálico del mineral extraído que deviene de la madurez de los mismos”, añadió.

Según CAEM, esta situación genera tres efectos negativos: a) declive de la producción de los proyectos metalíferos de oro y plata; b) adelantamiento de la finalización de su vida útil; y c) disminución de incorporación de cualquier nuevo proyecto. La entidad empresaria señaló que viene dialogando con funcionarios nacionales y provinciales, que expresaron que están analizando “soluciones a la brevedad”.

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, Roberto Bellato

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

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

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

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

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

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

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

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

ASISTIR

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

-¿Qué medidas faltan?

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

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

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

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, Roberto Bellato

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

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

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

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

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

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

Resultados financieros

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

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

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

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

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, Fernando Krakowiak

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

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

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

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

Cambios en la legislación del sector eléctrico

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

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

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

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

Desafíos en la integración a la red eléctrica

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

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

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

Criterios ESG

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

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

Acceso al financiamiento

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

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

Acerca de Von Wobeser y Sierra

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

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

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

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

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

 

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

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

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

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

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

Elecciones y energía

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

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

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

 

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

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

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

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

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

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

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

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

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

 

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

 

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

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

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

Incendios sospechosos

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

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

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

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

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

La situación de Atucha III

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

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

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

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

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

La visión antinuclear

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

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

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

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

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

 

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

 

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

 

 

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Elecciones y energía

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

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

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, Redaccion EconoJournal

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Asignaciones

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

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

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

Registro de proyectos

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

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

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

La gran promesa

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

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

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

La salida de SER Colombia

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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Solis espera duplicar ventas de inversores solares en Colombia

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

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

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

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

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

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

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

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

Esta innovación permite:

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Sobre LONGi

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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