Comercialización Profesional de Energía

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Puma Lubricants presentó una edición especial de combustibles junto al piloto Gastón Mazzacane

Puma Lubricants realizó un evento junto al piloto Gastón Mazzacane para promocionar la edición especial de los tambores de 100 litros de Puma Synthetic SAE 5W-40. El evento se llevó a cabo en Dole Racing, el taller donde se gestó el emblemático automóvil Chevrolet Chevy, conocido como «el 7 de Oro».

“El Rayo”, tal como apodan a Gastón Mazzacane, brindó una charla donde presentó el vehículo y se refirió a momentos clave de su trayectoria. “Estoy viviendo mi mejor momento deportivo en el Turismo Carretera y esto es gracias al equipo”, expresó el piloto.

A su vez, sostuvo que “en 2019, Puma Energy hizo una gran apuesta y me reconforta representar una marca genuina tan ligada a lo que es competición, combustibles, lubricantes, y poder brindarles resultados”.

Gastón Mazzacane junto al emblemático «7 de Oro»

Asimismo, el piloto habló del surgimiento de la idea de revivir el histórico automóvil y explicó: “el año pasado terminé séptimo en el campeonato, entonces con el equipo armamos este proyecto de hacerle el tributo al 7 de Oro tan famoso”.

En el cierre, los invitados se acercaron al Mito Dorado y pudieron conversar con el destacado automovilista sobre los próximos desafíos y su confianza para la Copa de Oro.

Puma Lubricants continúa su expansión con la experiencia de alta tecnología e innovación de Puma Energy, brindando al mercado la mayor cantidad de soluciones para los requerimientos de cada cliente.

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La discusión sobre regalías en Chile como referencia para la Argentina

Académicos del Departamento de Ingeniería en Minas de la Universidad de Chile (DIMin)  presentaron un trabajo sobre royalty minero en la Comisión de Minería y Energía del Senado de ése país cuya consideración podría enriquecer la discusión en la Argentina para mejorar el esquema tributario local de manera que ello viabilice la construcción de grandes proyectos de Cobre en el país.

Especialistas locales en el tema consideran que aún si pudieran sortearse obstáculos como el acceso al mercado de cambios, y la remisión de utilidades, la carga ad-valorem que representan las regalías y derechos de exportación en la Argentina constituyen una clave para la concreción de proyectos en el sector minero.

La propuesta analizada en Chile se resume en un modelo híbrido que considere tasas ad-valorem entre 1 y 3 %, sumado a una componente que grave las utilidades de las empresas. Este modelo captura de algún modo la experiencia peruana (con un componente de 1 % ad-valorem) y la canadiense (que posee un esquema mixto pero con un tope del 13 % sobre las utilidades).

La presentación estuvo a cargo de los académicos del Departamento de Ingeniería de Minas de la Universidad de Chile, Luis Felipe Orellana, Emilio Castillo y Nelson Morales.

“El trabajo expuesto en la Comisión es parte de un estudio desarrollado en conjunto en los últimos meses y tiene por fin revisar principalmente el efecto de distintas tasas ad-valorem sobre las reservas mineras“, indicó Emilio Castillo.  Añadió que “los yacimientos mineros son heterogéneos y también las operaciones. La minería es una actividad de alta incertidumbre y múltiples etapas en el ciclo de vida y, por lo tanto, cualquiera sea el tributo, debiese considerar esta realidad”.

Durante la presentación ante el Senado chileno, Luis Felipe Orellana señaló que ”la nueva estructura tributaria debería considerar un mayor aporte de la minería al Estado y flujos permanentes que de cuenta de la heterogeneidad de las operaciones, que minimice el efecto en las reservas y, con ello, en la tasa de producción, la vida útil y el valor del proyecto, y por cierto, que su diseño aproveche los ciclos altos de precio de los minerales.

Bajo estas condiciones, un modelo híbrido, que considere tasas ad-valorem entre el 1 y 3 %, sumado a una componente de tasas sobre las utilidades es lo más apropiado”.

En este contexto, Orellana expuso: “Chile es un país minero y la minería presenta grandes desafíos en el futuro, con proyectos de mayor complejidad constructiva y operacional; con un fuerte impulso por la automatización y digitalización de los procesos mineros; con cambios en la estructura productiva; con una necesidad de mayor diversidad y espacios de inclusión y, por cierto, desarrollo de una minería orientada a la sostenibilidad del territorio y sus comunidades”.

De igual modo, precisó que “existe consenso, a raíz de la discusión pública, que hay espacio para aumentar la carga tributaria al sector a fin de enfrentar los desafíos de los próximos años. La tributación debiese también considerar los procesos y desafíos del propio sector”.

Agregó que tomaron como base del análisis el proyecto de ley actual en discusión, el cual aumenta la tasa efectiva del royalty ad-valorem en la medida que se incrementa el precio del cobre.

Asimismo, Orellana dijo que para efectos del estudio presentado se enfocaron en diferentes perfiles y tasas ad-valorem entre 1 % y 10 %, además del propio proyecto de ley en discusión.

“Es importante reconocer que tasas ad-valorem tienen como ventaja asegurar transferencias al Estado, independiente del ciclo del proyecto. Por otra parte, tributos a las utilidades logran captar mejor ante escenarios de superciclos o altos precios”, señaló.

Seguidamente presentó un ejemplo en que se valorizó un yacimiento real. “Aplicamos distintas tasas ad-valorem y asumimos escenarios de precios, y también de costos altos y bajos, en referencia solo a minería a cielo abierto y no subterránea, cuyos costos son distintos y su realidad operacional también. Esto no quiere decir que hayamos dejado una parte importante de la industria local fuera del estudio, ya que cerca del 90% al 2020 de la producción directa viene de minería a cielo abierto“, explicó.

Orellana Ilustró con gráficos de referencia el efecto sobre las reservas, “donde vemos que el impacto del actual proyecto de ley es significativo en particular para faenas de costos altos. Además, es importante distinguir que, para un escenario de costos altos y precios bajos, vemos otro resultado, sin desarrollo de proyectos, pero que no es por efecto del royalty, sino por la estructura de costos propias del proyecto”.

“Los resultados que presentamos buscan plantear escenarios, ideas de cuál es el efecto que pueden tener distintas tasas ad-valorem. Así a partir de los resultados vemos que la aplicación de una tasa ad-valorem del orden del 1% al 3%, tendría un efecto sobre las reservas menor al 5%, para precios del orden de 2,5 o 3,5 US/lb “, puntualizó.

Orellana indicó que “el proyecto de ley aprobado por la Cámara de Diputados, hoy en discusión en el Senado que aumenta la tasa efectiva ad-valorem con el precio del cobre es desproporcionado, presenta inconsistencias y además genera un efecto distorsionante”.

Por su parte, el profesor Castillo agregó que “en el actual proyecto hay una captura presente, pero condiciona significativamente el aporte futuro, tanto en producción y valor de los proyectos, y genera una pérdida del potencial geológico del país, afectando principalmente a las futuras generaciones”.

Ante una minería inexistente de cobre en Argentina, las conclusiones del profesor Castillo son contundentes y atendibles para entender que los esquemas con una alta carga ad-valorem condicionan la expansión futura de la actividad y reducen considerablemente las reservas disponibles para explotar.

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Qué dice el acta que modifica la adenda del convenio laboral de Vaca Muerta

El Sindicato de Petróleo y Gas de Río Negro, Neuquén y La Pampa y las cámaras empresariales CEPH y CEOPE firmarán esta tarde el acta que modifica la adenda del convenio colectivo de trabajo para Vaca Muerta. EconoJournal accedió al acta acuerdo formal, que se rubricará hoy en la Ciudad de Buenos Aires. Se trata de la incorporación de cambios en la adenda petrolera firmada en 2017, algo que desde la conducción del sindicato entienden que son mejoras laborales para mostrar a las bases de cara a las próximas elecciones gremiales del 20 de octubre.

El acta, llamada “Acuerdo para el sector hidrocarburífero”, la firmará Marcelo Rucci, el candidato de la lista oficialista del sindicato, quien logró encabezar el espacio luego de 40 años de conducción del actual líder Guillermo Pereyra, también firmante. Tal como anticipó EconoJournal la semana pasada, el acuerdo sale de la reunión que mantuvo Rucci con Pablo González, presidente de YPF, la compañía controlada por el Estado, que accedió a incorporar un cuarto boca de pozo en los equipos de perforación y a sumar a dos personas en la dotación de los servicios de estimulación y fractura de pozo.

Los puntos del acta

Equipos de perforación: En virtud de un escenario que contempla la incorporación de tecnología, permitiendo optimizar el rendimiento de las operaciones de perforación, las empresas en los casos de equipos que aún no cuenten con dicho operario, incorporarán un operario adicional en los equipos de perforación, con categoría de “Peón boca de pozo/ABP”, quedando la dotación conformada por 4 operarios para la categoría perforación, con manejo de autoelevador, en cumplimiento con lo estipulado por el CCT 644/12, desarrollando dichas dotaciones las actividades propias del equipo y actividades vinculadas a dichas posiciones.En virtud de un escenario que contempla la incorporación de tecnología, permitiendo optimizar el rendimiento de las operaciones de well service: fractura, las empresas incorporarán para las tareas de soporte técnico, en operaciones no convencionales, 2 operarios adicionales que estarán abocados a actividades propias del personal. En este sentido, la incorporación mencionada previamente, se dará siempre que en el set de fractura se encuentren operando un número inferior a 15 operadores (dotación total mínima del set entre fractura y pump down).Del contrato de trabajo a plazo fijo: Las partes ratifican la obligación de dar fiel cumplimiento de lo prescripto por los Arts. 93 a 95 de la Ley de Contrato de Trabajo, Art.° 3 del CCT 644/12 –“Modalidades de Contratación” en tanto especifican los términos a tener en consideración para la celebración de los contratos a plazo fijo y demás. Las empresas se obligan, en este sentido, a hacer cumplir los estándares legales y convencionales vigentes a los efectos de evitar distorsiones o usos abusivos de la figura del contrato a plazo fijo, como así de recurrir a contrataciones con su personal no previstas en la normativa laboral y convencional vigente. Se deberá cumplir lo estipulado en los incs. 1° y 2° del Art 3° del CCT 644/12.

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El Gobierno nacional confirmó una nueva ampliación del Presupuesto nacional por más de $70.000 millones.

La cartera que conduce Gabriel Katopodis, Obras Públicas recibirá la mayor parte con $22.000 millones. Fuentes oficiales confirmaron que el objetivo es sostener el nivel de ejecución presupuestaria, que al 31 de agosto ya superaba el 64% del total. Con un gasto por encima del promedio de la administración pública, fuentes oficiales adelantaron que se sumarán fondos para proyectos pequeños de rápido impacto en el territorio y en la generación de empleo. El crecimiento en los desembolsos por parte de áreas vinculadas con las obras públicas viene sumando dinamismo a la construcción. Esa velocidad en la recuperación hizo que el […]

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Santa Cruz: CGC subió un equipo de pulling a la Cuenca del Golfo San Jorge que había removido la firma china Sinopec en 2017

Lo hizo con el objetivo de cumplir con los compromisos asumidos para el mes de septiembre en la región. La formación 063 de la empresa DLS que, durante el año 2017, fue removida por la firma Sinopec debido a la baja actividad del área. El equipo de pulling ya esta montado en la ciudad petrolera de Pico Truncado y está listo para la aprobación de la operadora liderada por la familia Eurnekian. Se capacitaron a aquellos operarios que ingresarán a trabajar en el nuevo equipo. Los cursos fueron dictados el pasado fin de semana en la sede del Sindicato de […]

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Argentina Oil & Gas será presencial en marzo de 2022

Se trata de la convención más importante de la industria de los hidrocarburos de la región, que se abre como espacio de negocios y actualización en las novedades de la industria. El Instituto Argentino de Gas y Petróleo (IAPG) anunció hoy que del 20 al 23 de marzo del año próximo organizará de manera presencial la exposición Argentina Oil & Gas (AOG) que se realiza de forma bianual y que debió ser suspendida en 2020 por la pandemia. “Con todos los protocolos habilitados por la Ciudad de Buenos Aires y cumpliendo con las medidas sanitarias establecidas para garantizar la salud […]

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Santa Fe licitará las obras de ampliación del gasoducto regional sur

Los trabajos beneficiarán a más de 10 mil habitantes de Venado Tuerto, Carmen, Murphy, Chovet, Firmat, Casilda, Melincué y Teodelina. El presupuesto oficial es de más de 811 millones de pesos. Detalles de los trabajos Con un presupuesto oficial de $811.051.549 pesos, el Ministerio de Infraestructura, Servicios Públicos y Hábitat, a través de la empresa provincial Enerfe, licitará las obras de ampliación del Gasoducto Regional Sur (GSR). Los trabajos beneficiarán a más de 10 mil habitantes de Venado Tuerto, Carmen, Murphy, Chovet, Firmat, Casilda, Melincué y Teodelina. La apertura de sobres se realizará el 14 de octubre, a las 11 […]

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KPMG se transforma en la consultora más reconocida en Energía y Recursos Naturales

Quedó con la máxima puntuación y en segundo lugar en calidad de datos y análisis en un relevamiento realizado por Source Global Research a 238 clientes del sector. En un momento estratégico en materia de crisis climática y transición energética, una encuesta global realizada por Source Global Research, “Percepciones de la consultoría en energía y recursos naturales 2021”, revela que, para los clientes del sector de Energía y Recursos Naturales, la consultora que mejor calificó en “aided awareness” (reconocimiento de marca) fue KPMG. El ranking quedó encabezado por esa consultora; seguida de Accenture e IBM Services. “El puesto número uno […]

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Paraná con nuevas licitaciones para dragado y balizamiento

Con la bajante histórica del Río Paraná y los malos pronósticos de los organismos oficiales, la sociedad del Estado trabaja a contrarreloj para que no se pause el dragado ni el balizamiento. Harán la licitación a fines de esta semana con una cláusula especial que contrata temporalmente a dos empresas para dragar y balizar hasta que los tiempos administrativos lo formalicen. El próximo viernes a las 23.59 la Administración General de Puertos (AGP) se hara cargo de gestionar la vía fluvial del Río Paraná por la que circulan los barcos que transportan el 80 por ciento de la cantidad de […]

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Tres provincias reunieron el 75% de la facturación de las exportaciones en el primer semestre

Buenos Aires encabeza la nómina con el 35,5% de los registros, seguida por Santa Fe, con el 25,2% y Córdoba, con el 15,1%, según informó el Indec. Las provincias de Buenos Aires, Córdoba y Santa Fe, reúnen más del 75% de los US $35.373 millones vendidos al exterior al cabo del primer semestre del año, informó este miércoles el Instituto Nacional de Estadística y Censos (Indec). Esta concentración geográfica de las exportaciones se corresponde con el hecho de que el 68% de la facturación correspondió a la venta al exterior de productos agrícolas y sus derivados, a lo que se […]

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Neuquén: Instan a petroleras a contratar personas LGBTI+

Diputados del Frente de Todos (FdT) presentaron, en las últimas horas, un proyecto de ley que propone incentivar la contratación de personas LGBTI+ en la industria petrolera y energética, de la provincia. El proyecto lo firmaron las diputadas y diputados Teresa Rioseco, Lorena Parrilli, Darío Peralta, Soledad Salaburu, Ayelén Gutiérrez, Sergio Fernández Novoa, Gonzalo Bertoldi y Soledad Martínez. La sigla LGBTI+ refiere a aquellas personas cuyas identidades de género son diferentes al género que se les asignó al nacer. “ El objetivo (según dijeron los legisladores) es garantizar la igualdad de acceso y  reducir la brecha que actualmente existe en […]

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Las 40 empresas argentinas que mejor cuidan a sus empleados

Se entrevistaron a 1.253 empleados de las 111 empresas participantes. Entre todas las organizaciones, 40 se posicionaron en el ranking 2021. Se dio a conocer el ranking de Empresas argentinas que más cuidan a sus empleados en el año 2021. En esta ocasión, es una nueva edición del prestigioso estudio de clima y cultura organizacional elaborado por Great Place to Work. Las mejores posiciones de esta nuevo ranking se determinaron a partir de entrevistas a 61.253 empleados de las 111 empresas participantes. Entre todas las organizaciones, 40 se posicionaron en el ranking 2021. La percepción, confianza y relación del día […]

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San Luis: El Gobierno llama a licitación para la construcción de 80 nuevas viviendas

Se trata del llamado a licitación pública para el tercer lote de obras de un total de 1.200 viviendas enmarcadas en el Programa Casa Propia que serán construidas entre Nación y Provincia, en consenso con los Municipios. Los dos primeros llamados a licitación fueron realizados por el Gobierno provincial, a través del Ministerio de Obras Públicas e Infraestructura, para la construcción de 300 viviendas a ejecutarse en la ciudad de Villa Mercedes y 23 viviendas para la ciudad de La Toma.  El nuevo llamado suma un total de 80 nuevas viviendas que beneficiarán a 9 localidades de los departamentos Ayacucho, […]

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Inversiones chinas en Brasil se expanden rápido y son duraderas

Kevin Wang Cheng, ex director general de TCL Multimedia Technology Holdings Limited, participa en el lanzamiento de un producto en São Paulo. Las empresas chinas están presentes en casi todos los estados brasileños. China se ha consolidado como uno de los mayores inversores extranjeros en Brasil desde 2010, como muestra un estudio publicado recientemente por el Consejo Empresarial China-Brasil (CEBC). Compite con Estados Unidos y los países europeos, que se han establecido como inversores extranjeros en Brasil desde hace décadas. Brasil es, de hecho, el principal destino de las inversiones chinas en Sudamérica, recibiendo 66 100 millones de dólares, equivalentes […]

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Brasil: Repsol lanza un proyecto de captura de CO2 con su socio Sinopec

Las empresas a través de su alianza brasileña impulsan un proyecto para trabajar en la captura de CO2 para su uso en la producción de hidrocarburos verdes. Se trata de compuestos químicos producidos mediante procesos que no emiten gases de efecto invernadero. Estos hidrocarburos pueden ser combustibles verdes, como el gasóleo y la gasolina verde, o incluso parafinas especiales utilizadas en la fabricación de diversos productos utilizados en la vida cotidiana.Los investigadores trabajarán desde el desarrollo hasta la implementación a escala piloto de dos sistemas integrados con tecnologías nacionales capaces de consumir CO2 de diferentes fuentes. También las actividades de […]

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Cauchari está a la espera de firmar el PPA con CAMMESA para ampliar el parque solar a 500 MW

Tiempo atrás se anunció la firma de un precontrato con las compañías Power China y Shanghai Electric para la agregar 200 MW al Parque Solar Caucharí, el cual ya posee 300 MW instalados, y de este modo alcanzar un total de 500 MW, siendo uno de los más grandes de Sudamérica.

Y cerca de que se cumpla un año desde la habilitación comercial, Guillermo Hoert, presidente de Cauchari Solar, estuvo presente en el evento Solar & Wind Virtual Summit y comentó algunas novedades sobre la ampliación del parque fotovoltaico que se encuentra en la puna jujeña, a 4100 metros sobre el nivel del mar.

“Dicha etapa está en vías de terminar las negociaciones con el gobierno nacional a través de la Secretaría de Energía, la Subsecretaría de Energías Renovables y con la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico S.A. (CAMMESA)”. 

“Estamos esperando indicaciones para sentarnos con CAMMESA y firmar el Power Purchase Agreement. La intención del gobernador provincial, Gerardo Morales, es firmar el PPA y ampliar la planta para llevarla a 500 MB”, explicó.

Además Hoert sostuvo que dentro de las 4.000 hectáreas asignadas a recurso solar, entre otras cosas, tienen en mente generar consumo para aumentar la capacidad de generación de energía renovable. 

“Creo que el mes que viene conectaremos a la empresa Exar, una generadora de litio, y le entregaremos 30 MW de energía. Y si bien CAMMESA le entrega energía firme, durante el día consumen la energía que sale de Cauchari”, manifestó. 

“La idea es que esto se multiplique para todas las empresas mineras de litio que existen por la puna y con ello poder aumentar la capacidad”, agregó.

Por otro lado, Jujuy también prevé ampliar el parque fotovoltaico «Cauchari» hasta 1000 MW y complementarlo con termosolar, pero para ello, Guillermo Hoert marcó la importancia de la capacidad en las líneas de transmisión y la creación de nueva infraestructura. 

“Tenemos la línea de transmisión Andes-Cobos, la cual es utilizada para exportar e importar energía. La misma tiene capacidad térmica de 710 MW, con lo cual entre el proyecto de Cauchari Solar de 300 MW, el de la puna de Neoen de 200 MW, se suman 500 MW, por lo que con los 200 MW que se agregarían estaríamos al límite de la capacidad térmica de la línea”.

Y continuó: “Por ende, si queremos llegar a los mil megavatios o incluso superarlos, debemos hacer una línea de transmisión nueva, por el lado de Susques y Salinas, y conectarse a San Juancito para el noreste argentino (NEA)”. 

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La estrategia de Canadian Solar para contratos fotovoltaicos con baterías a 13 dólares

Durante el día 1 del Solar & Wind Virtual Summit, evento producido por Latam Future Energy, Alejandro Moreno, Vicepresidente del Grupo de Energía de las Américas de Canadian Solar, reveló que la energía adjudicada en la Licitación de Suministro 2021/01 representa un porcentaje pequeño de energía que producirán sus plantas solares fotovoltaicas con baterías. De ahí la clave de los precios bajos.

Sin dar precisiones sobre la potencia que tendrán las centrales que están montando en Chile, el ejecutivo aclaró que la energía comprometida en estos PPA de la Licitación de Suministro sólo insumirá el 20% de la totalidad de energía que pudieran producir.

Con el 80% restante analizan diversos canales de venta. “Estamos pensando un modelo mixto que le cierra a los bancos, donde una parte (de la energía) va al (mercado) spot; otra parte, con baterías, irá a intentar vender en las horas donde los precios son más altos; y otra porción puede ir perfectamente a la negociación de PPA privados”, precisó Moreno.

Comentó que esta estrategia de ofertar una pequeña porción de la energía a la Licitación de Suministro obedece a que la banca prefiere que una parte de la energía de las plantas esté asegurada en contratos estatales.

Cabe destacar que Canadian Solar fue una de las empresas que menores volúmenes de energía adjudicó: 209,21 GWh -a precios de 13,32, de 14,21 y, minoritariamente, de 25,9 dólares por MWh – en una subasta donde se habían puesto en juego 2.310 GWh/año.

Fuente: CNE

“Un proyecto al 100% a menos de 15 dólares (en promedio) sería muy difícil de sostener, en este caso estamos vendiendo sólo el 20%”, remató Moreno, al tiempo que observó: “Lo ideal sería tener un PPA que te cubra un 100% (de la energía), pero creo que los proyectos cada día son más complejos y hay que buscar estructuras que los hagan viables”.

Otro driver importante

Además de esta combinación de modelos de contratos, cabe señalar que Canadian Solar es fabricante de módulos solares fotovoltaicos, por lo que en sus proyecciones se observan especulaciones de caídas de precios por mejoras en la tecnología, teniendo en cuenta que los contratos de la Licitación de Suministro deben empezar a honrarse a partir de enero del 2026.

De hecho, durante el evento de Latam Future Energy, el Vicepresidente del Grupo de Energía de las Américas de Canadian Solar se mostró optimista con la recuperación del precio mundial de paneles solares.

“Estamos en una coyuntura muy compleja ahora mismo”, reconoció Moreno, pero consideró: “Espero que a partir del año que viene empecemos a ver ciertos ajustes que ayuden a los proyectos”.

“Este sector siempre ha sabido cómo encontrar la forma de hacer los proyectos rentables y se sabe reinventar”, apostó el ejecutivo.

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Clave para ganar licitaciones en sitios remotos: integración de componentes renovables y baterías

Tras haber pasado momentos complejos en los negocios durante la cuarentena, ¿podemos hablar de que hoy el mercado retomó el ritmo?

No lo podría asegurar, en nuestra economía cíclica es muy difícil ver tendencias sólidas y duraderas. 

Pero aún sin ser época de expansión o de recuperación económica, las empresas no pueden soslayar algo de inversión. Tratamos de estar presentes donde esta se dé. 

Esa es nuestra realidad: pelear el día a día, mientras esperamos alguna oportunidad para desarrollarnos y crecer.

¿Cuán importante fueron las licitaciones de privados para que aquello suceda? 

Tuvimos un 2020 muy quieto durante el que no hubo nuevos concursos. La mayoría de las compañías de telecomunicaciones, extendieron sus contratos ya existentes haciendo reajustes en los precios.

Durante ese año revisamos nuestras metas y pusimos orden.

También certificamos nuestros principales procesos bajo ISO 9000. Fue muy importante para ver nuestras debilidades y fortalezas. 

Nuestro desafío fue diversificar aún más. Tal vez la palabra suene contradictoria, pero somos una empresa integradora y para ello se deben manejar actividades y productos diversos. Cuando digo diversificar me refiero a atrevernos a lidiar con cosas nuevas.

¿A qué se debe que hayan ofertado los precios más competitivos? 

Está en el ADN de una empresa como la nuestra saber que para dar soluciones y ser competitivos hay que integrar productos de terceros, sumando los propios.

Siempre circunscritos a nuestra área de actividad específica incursionamos en metalmecánica, sin ser una empresa metalmecánica, en electrónica sin ser una empresa de electrónica y en obras civiles sin ser una constructora propiamente dicha. 

¿Qué grandes hitos han logrado? 

El más reciente desafío de innovación lo iniciamos hace unos cuatro años trabajando con baterías de litio, se trata de un producto que integra varias especialidades y es como barajar y dar de nuevo.

Sistemas energéticos analiza el tipo de baterías para aplicar en proyectos fotovoltaicos

También incorporamos nuevas plantas de fuerza a nuestro porfolio. Lo nuevo es que son capaces de integrar energía fotovoltaica, eólica, grupos electrógenos y almacenamiento. Trabajamos desarrollando la comunicación entre ellos y su gestión remota. 

Seguimos colaborando con nuestros clientes habituales Telefónica y Telecom en nuevos emprendimiento de energía para sistemas en sitios remotos.

¿Participaron de licitaciones de estas empresas? 

Este año nos llegó la chance de participar de un despliegue de energía híbrida en toda la Patagonia que Telecom de Argentina licitó para cumplir con el Marco Regulatorio Nacional. Es un gran desafío porque los requerimientos técnicos del sistema, los plazos de ejecución y la complejidad de la logística nos imponen una durísima prueba. 

Fuimos adjudicados para la totalidad de esas obras y se formó un equipo inter-empresario que coordina las obras con una sinergia y entusiasmo. Esto es muy motivador para todos los participantes. Espero que cuando Energía Estratégica nos visite les podamos mostrar los avances del proyecto.

Oscar Solima, presidente de Sistemas Energéticos

¿Evalúan incorporar nuevos módulos de altas potencias en este tipo de proyectos?  

Actualmente hay celdas de muy alto rendimiento pero para el mercado masivo son caros. La tecnología no está avanzando tan rápidamente en lo que respecta a aumentar rendimiento a precio económico. 

El aumento de potencia en celdas se alcanza con tamaños de hasta 210 x 210,  mientras que en módulos se logra partiendo celdas, disminuyendo pérdidas con barras múltiples y mejorando la ocupación del espacio. 

Por el momento nosotros trabajamos con módulos de hasta 465W en 2m x 1m y 350W en 1,60 x 1m porque es la tecnología más madura y económica. Usamos celdas certificadas clase A exclusivamente. 

¿Qué oportunidades de mercado se abren ahora que las empresas de telecomunicaciones empiezan cada vez más a apostar por soluciones sostenibles para generar y almacenar energía para sus actividades? 

Nuestra actividad industrial nos obliga dar soporte y garantía estricta, eso hace que estemos habituados a construir sistemas de alta confiabilidad. Por lo tanto, hemos desarrollado dos líneas de producto para instalaciones fotovoltaicas con almacenamiento.

Ambos productos se encuentran en dos áreas diferentes de mercado, uno de ellos denominado “FHP5000”, un sistema híbrido compacto para sitios de telecomunicaciones y comerciales.  El otro consiste en un producto para el mercado residencial denominado “HY5” que resuelve en un gabinete compacto todos los componentes de una instalación para una vivienda. Incluye la batería el inversor y la llave de rodeo y puede monitorearse en forma remota. 

Eso va a permitir a los instaladores mayor simplicidad de montaje, reducción de tiempos de instalación y en el caso del producto residencial HY5 puede compartir espacio con un electrodoméstico dada su apariencia estética y compacta.

¿Qué otras industrias creen que podrán hacerlo pronto? 

El horizonte de nuestra actividad ha cambiado sustancialmente con el impulso que tomaron las energías renovables. Pronto las industrias que usan energía intensiva o energía segura encontrarán un aliado insustituible en la energía fotovoltaica con almacenamiento. Lo que creímos que se desarrollaría en su modalidad conectada a la red y sin almacenamiento resultó ser diferente y nuestros clientes rápidamente se inclinaron por la energía fotovoltaica almacenada en baterías de litio.

¿De qué tamaño de mercado estamos hablando?

El mercado es difícil de cuantificar porque se encuentra oculto por la situación económica pero la difusión creciente pronto derribará este obstáculo dado que los sistemas con energía renovable son económicamente sustentables.

Comprueban el éxito de sistemas híbridos eólicos y solares con baterías de litio en residencias

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ANES trabaja muy cerca de CFE para promocionar la generación distribuida solar en México

Karla Cedano, presidente de la Asociación Nacional de Energía Solar (ANES), participó de la primera jornada del evento Solar & Wind Virtual Summit, organizado por Latam Future Energy, e hizo hincapié en las oportunidades de la industria fotovoltaica en México. 

En principio reconoció que “hay un espacio muy bueno para dos grandes tecnologías, como son la generación solar distribuida y el almacenamiento”. 

Y una de las particularidades que destacó es que “desde ANES se está trabajando muy cerca de la Comisión Federal de Electricidad y vemos un futuro más integrado”, es decir, con la empresa productiva del Estado que suministra electricidad a 45 millones de clientes en todo México, para facilitar el acceso a la interconexión de centrales eléctricas con capacidad menor a 0.5 MW. 

Además la especialista remarcó la importancia del almacenamiento a través del apoyo de sistemas híbridos (fotovoltaica + baterías de litio): “Tenemos que entender que necesitamos acercarnos más al storage, es una necesidad incluso para temas hiper técnicos, como el ajuste de fase con la red eléctrica en determinadas aplicaciones”.

Karla Cedano es presidente de ANES desde el 2020

Siguiendo esta misma línea, manifestó que observa “un futuro donde hay que organizarse mejor para encontrar cómo trabajar desde el sector privado, poniendo casos de éxito en generación distribuida o en abasto aislado”.

“Y en temas donde nos integremos con otras energías renovables en casos puntuales de éxito, para demostrar que somos una solución que hace más sentido que otras de tecnologías limpias”, agregó. 

Es preciso recordar que México ya superó los 1,5 GW instalados en materia de generación distribuida, de los cuales la energía solar sigue siendo la dominante en esta índole, debido a que el 99,24% de las instalaciones corresponde a dicha fuente renovable – 1,539.32 MW y 210,907 contratos -. 

“Hay que demostrar que podemos entrar en la red de manera ordenada, ya que es frágil, pero si encontramos las tecnologías adecuadas para sumarse, como almacenamiento o una gestión inteligente en la red con inversores que permitan tener un ingreso ordenado, ahí está la clave”, sostuvo Cedano. 

Por otro lado, ANES trabaja en conjunto con otras la Asociación Mexicana de la Energía Solar (ASOLMEX), la Asociación Mexicana de la Industria Fotovoltaica (AMIF) para llevar a cabo el segundo monitor de precios de generación solar distribuida (GSD) y así identificar oportunidades y medidas para avanzar con dicha alternativa renovable en el país.

La panelista del evento de LFE se refirió a este tema y señaló que “en ANES se trabaja de manera conjunta en explicar mejor los beneficios que tenemos como sector solar energético”. 

“Y si hay una energía renovable que tiene el potencial y la tecnología lista para hacer la independencia energética, es la fotovoltaica”, compartió.

Información de Mercado

La exposición Oil & Gas se realizará en marzo en Buenos Aires

El Instituto Argentino de Gas y Petróleo (IAPG) anunció que del 20 al 23 de marzo del año próximo organizará de manera presencial la exposición Argentina Oil & Gas (AOG) que se realiza de forma bianual y que debió ser suspendida en 2020 por la pandemia.

“Con todos los protocolos habilitados por la Ciudad de Buenos Aires y cumpliendo con las medidas sanitarias establecidas para garantizar la salud de expositores, visitantes y del personal, la AOG Expo abrirá sus puertas del 20 al 23 de marzo 2022 en La Rural Predio Ferial de Buenos Aires”, comunicó el IAPG.

Se trata del encuentro más importante de la industria de los hidrocarburos de la región, que se abre como espacio de negocios y actualización en las novedades de la industria.

La expo se iba a realizar entre el 22 y el 25 de noviembre de este año pero se postergó por la situación sanitaria del país. En el sorteo de adjudicación de espacios realizados el 10 de diciembre último de forma virtual, unas 60 compañías ya confirmaron su lugar.

El evento reunirá a los protagonistas de la industria de los hidrocarburos. Como en cada edición, allí se analiza la realidad del sector, el futuro y oportunidades del mercado, se generan nuevos contactos y se muestran las novedades de la industria. Además, es un irreemplazable lugar de encuentro entre colegas de la industria petrolera.

Organizada por el IAPG y comercializada por Messe Frankfurt Argentina, la muestra ofrecerá a los visitantes productos, servicios y un ámbito para la discusión y actualización técnica y académica. Los visitantes podrán encontrar tecnologías relacionadas con la exploración, la producción; distribución; transporte; refinación, elaboración y comercialización; además de compañías de servicios especiales y proveedores de materiales y equipos, entre otros.

Fuente: https://mase.lmneuquen.com/oil/la-exposicion-oil-gas-se-realizara-marzo-buenos-aires-n841671

 

 

Informacion

Bolsonaro quiere gas argentino, ¿por dónde llevarlo

El mercado de gas natural en Brasil está bajo una profunda y avanzada reforma para dejar atrás el secante monopolio que ejercía Petrobras en toda la cadena, el cual resultó devastador en los precios. Basta resaltar que un usuario industrial en Estados Unidos pagaba entre 3 y 5 dólares por millón de Btus (MMBTU), uno en Italia (con gas importado) entre 7 y 9 dólares por MMBTU y paradójicamente uno en Brasil entre 9 y 12 dólares por MMBTU.

Ahora el sector de gas natural se prepara para que Petrobras salga totalmente de todos los eslabones de la cadena y se dedique a comercializar gas que produce. Asimismo, está terminando de privatizar casi todos sus activos. Esto le quita su rol de agregador o de mayorista que ejercía en el pasado y que ahora el presidente Bolsonaro quisiera tener bajo la manga para poder traer gas desde Argentina por el sur.

Todos conocemos que la capacidad de producción de Bolivia de gas natural está en franca declinación y que Brasil necesita reponer estos volúmenes que deje de obtener desde ese país. Más aún, necesita crecer su demanda con las reformas que se está introduciendo con fuentes alternativas de suministro de gas natural. ¿Qué opciones tienen los demandantes o usuarios brasileños?

Tienen la opción de producción de gas del Presal. Éste es un gas asociado al petróleo, que tiene condiciones de suministro con escasa flexibilidad, muchas veces con alto contenido de CO2, la producción está muy lejos de la costa y se necesitan fuertes inversiones nuevas resultando en costos de transporte elevados.  Finalmente, Petrobras no tiene ya la obligación de abastecer el mercado de Brasil y lo hará cuando así le convenga a su economía.

La otra opción es que pueden optar por más gas natural licuado (GNL) importado, como lo viene haciendo. A la fecha existen 5 proyectos de regasificación en funcionamiento, 4 con planes para arrancar entre 2022/2023 y 7 proyectos en estudio. La capacidad de regasificación a finales de 2023 será de 158 millones de metros cúbicos por día (MMMCD), lo que se compara con la capacidad de transporte que se tiene desde Bolivia, que es de 30 MMMCD (19%). Es una opción que era impensable solo una década atrás.

La otra alternativa es el gas ya descubierto (shale) en Vaca Muerta y que con explotación eficiente y de escala puede lograr más bajos costos de producción, como ya se ha demostrado. La producción puede levantarse muy rápidamente como lo demostró Tecpetrol que en 12 meses la subió de 3 a 16 MMMCD. Si un solo operador puede hacer esto, imagínense varios operadores en conjunto podrían sin duda atender una gran parte del creciente y dinámico mercado de Norte de Argentina y también Brasil.

Hay dos opciones para llegar con este gas de Vaca Muerta a Brasil. Una es por el sur (Uruguayana) con dantescas nuevas inversiones en infraestructura de transporte cercanas a los 4 mil 500 millones de dólares. Las preguntas que surgen. ¿Quién anclará la demanda? ¿Quién jugará de agregador? ¿Quién financiará la infraestructura de transporte necesaria? Petrobras no cumple más ese rol.

La opción económica, razonable, oportuna y que requiere inversiones incrementales mucho menores es moviendo el gas hacia el norte desde Vaca Muerta y usando infraestructura que irá quedando con capacidad ociosa en Bolivia y Brasil. Con inversión de alrededor de 500 a 600 millones de dólares se puede revertir y aumentar capacidad al sistema de Transporte de Gas Natural (TGN) en el norte argentino. Al final de cuentas los campos del norte en ese país están declinando y la capacidad de entrega de Bolivia es cada vez menor. El TGN se revertirá más temprano que tarde de una u otra manera.

Y si en Bolivia nos portamos más astutos y si se logra almacenamiento de gas subterráneo en Bolivia se puede jugar con suministro eficiente y optimizar la demanda de pico de invierno de Argentina con la demanda eléctrica en Brasil. Y si Bolivia retoma nueva exploración podría seguir abasteciendo este mercado en el largo plazo.

Si no actuamos en esta línea y oportunamente el gasoducto Bolivia-Brasil en el lado Brasil (TBG) se revertirá parcialmente y el mercado quedará en manos del competitivo GNL importado y el gas del Presal. Los ductos de Bolivia (Gasyrg, Yabog, GTB y GOB) no recibirán ingresos por transporte y finalmente la Argentina no recibirá ingresos por venta de gas al creciente mercado brasileño y también aprovechar para llevarlo al norte de Chile. ¿Se lo cederemos al GNL así de fácil?

Un rápido costo-beneficio es que la región dejaría de percibir en 10 años 3 mil millones de dólares en transporte de infraestructura ya construida y Argentina dejaría de percibir casi 10 mil millones de dólares en venta de gas y transporte de gas, cediendo gran parte al GNL importado. Tanto enjuagarnos la boca con la famosa integración energética. Por eso creemos que es hora de actuar.

 

 

Fuente: https://energiaadebate.com/bolsonaro-quiere-gas-argentino-por-donde-llevarlo/

 

Información de Mercado

TotalEnergies y Equinor avanzan con proyectos de reducción de emisiones de CO2 en Neuquén y Tierra del Fuego

Nidia Alvarez Crogh, presidenta de Equinor Argentina, y Bertrand Szymkowski, responsable del Área de Proyectos de Reducción de Carbono de TotalEnergies, explicaron este miércoles cuáles son los planes de acción que están implementando las compañías para aumentar la producción de energía y reducir, al mismo tiempo, las emisiones de gases de efecto invernadero, durante la conferencia virtual “Carbono Neutral”, organizada por el Instituto Argentino del Petróleo y el Gas (IAPG).

Szymkowski aseguró que la francesa TotalEnergies busca poner el foco en la promoción del gas natural como un aliado de la transición energética —sobre todo para la generación eléctrica, la calefacción y la movilidad—y en el aumento de las inversiones en electricidad baja en carbono y en tecnologías para la captura y el almacenamiento de CO2.

El ingeniero destacó además que “para responder a los desafíos del clima hay que preservar la energía líquida para aquellos usos donde es difícilmente reemplazable y hacer que los proyectos petroleros sean cada vez más sostenibles. En Total, la producción y venta de petróleo representará el 35% del desarrollo de la firma en 2030 y bajará a un 20% en 2050, versus el 55% registrado en 2019. Asimismo, un 15% de la electricidad será primordialmente renovable para el 2030 y un 40% será completamente renovable para el 2050”.

Por su parte, Nidia Alvarez Crogh aclaró que si bien Equinor, la empresa noruega que produce y comercializa energía a nivel global, abrió sus oficinas en Argentina recién en 2018, ya cuentan con un amplio portafolio en materia de explotación hidrocarburífera on-shore y off-shore y de iniciativas que buscan avanzar en la descarbonización de la matriz energética.

“Prevemos que la inversión bruta en energías renovables y en soluciones de bajo carbono va a pasar de representar el 5% de nuestro capex en 2020 al 50% para el 2030”, estimó la ejecutiva de la ex Statoil.

El plan de acción de Total

  • Conexión del bloque neuquino Aguada Pichana a la red de electricidad con 42 kilómetros de línea de alta tensión para el 2024. Posteriormente, se compraría energía eléctrica de la red que provenga de plantas renovables.
  • Reemplazo de las turbinas a gas por motores eléctricos e instalación de un banco de batería para reemplazar el generador de reserva, además de la electrificación de un turbo comprensor para 2025 en la planta de Equinor en la provincia de Neuquén.
  • Implementación de una granja eólica y su banco de baterías para reemplazar parte de los equipos de turbo-generación en Tierra del Fuego para el 2025. Este proyecto implica una baja sustancial de las emisiones de carbono y permite utilizar la calidad del viento característico de la región.
  • Transformación del gas de barrido (o sweeping) que en lugar de quemarse en la antorcha se comprime y se exporta.
  • El gas de blanketing, que se utiliza para inertizar los tanques con contenido de hidrocarburo, se recupera de la misma forma que el gas de barrido o se reemplaza por nitrógeno.

Los dos últimos puntos constituyen modificaciones previstas para la operación en los yacimientos Aguada Pichana y Río Cullén/Cañadón Alfa para el 2025. Al respecto, Szymkowski señaló que “se trata de proyectos que no sólo reducen las emisiones, sino que además recuperan gases que antes no se valorizaban y ahora se van a vender, con lo cual, los costos técnicos pueden verse mejorados a partir de esa renta”.

El portafolio de Equinor

  • Reducción de la intensidad neta de carbono del 20% para el 2030 y del 40% para el 2035, teniendo en cuenta que el ritmo de disminución aumentará a medida que crezca el uso de energías renovables.
  • Inversión de más de 50.000 millones de dólares en energías renovables lo que habilitará un crecimiento de la capacidad de entre 12 y 16 gigawatts (GW).
  • Incremento de la capacidad de almacenamiento de CO2 en 30 millones de toneladas al año.
  • Integración de las respuestas sostenibles frente al cambio climático en cada una de las operaciones e incorporación de nuevas formas de pensamiento a la hora de planear y producir.

 

Fuente:https://econojournal.com.ar/2021/09/totalenergies-y-equinor-avanzan-con-proyectos-de-reduccion-de-emisiones-de-co2-en-neuquen-y-tierra-del-fuego/

Información de Mercado

Estiman que sector de energía eólica generará un ahorro en divisas de u$s800 millones

El desarrollo de las energías renovables, y en particular la tecnología eólica, permitirá este año un ahorro de divisas de u$s800 millones, estimado por empresarios del sector, ante la menor necesidad de importación que significó el aporte de electricidad generada y la liberación de capacidad de exportación.

Así se desprende de un documento elaborado por la Cámara Eólica Argentina (CEA) que será presentado públicamente en dos semanas, en el que se analiza el avance del sector en la Argentina y sus posibilidades en materia de inversiones, producción local, empleo, sustitución de importaciones y fuentes viables de financiamiento.

El vicepresidente de la CEA, Gustavo Castagnino, explicó que “cuanto más energía renovable y eólica haya en la Argentina, menor necesidad de importación de combustibles gaseosos o líquidos va a tener el país para la generación eléctrica, y esa menor necesidad de compras externas libera capacidad de exportación de combustibles”.

“Tan sólo para 2021 estamos hablando de un ahorro de u$s800 millones”, precisó el directivo al referirse al documento, en el que se valora el rol de las renovables, que este año alcanzó picos de generación del 24% del total nacional en un contexto de sequía que comprometió el aporte de la energía hidroeléctrica.

El desarrollo de la industria eléctrica renovable también posibilitó reducir el costo medio de generación en un 16%, comparado con el promedio histórico, y el costo marginal operado se redujo a un tercio del valor de hace unos años, al pasar de más de 180u$s/Mwh a menos de 60u$s/Mwh en promedio.

La CEA resaltó asimismo el aporte al empleo de la construcción de los parques eólicos y de la fabricación local de piezas, partes y componentes de los aerogeneradores.

Considerando sólo la fabricación local de las torres y el ensamble, más componentes eléctricos suplementarios, se estiman alrededor 2.300 empleos verdes cada 1.000 megawatts/hora adicionales de potencia.

“Todas estas cifras tienen posibilidades de ser incrementados en la medida que se alcancen etapas superiores de integración nacional de componentes y podrían ampliarse en escala contemplando la exportación de componentes a países de la región”, aseguró Castagnino, también director de Asuntos Corporativos de Genneia.

En ese mismo sentido agregó que “los últimos 5 años se generó alrededor de la industria eólica una cadena de valor muy interesante, con lo cual hay una potencialidad de creación de empleo local para abastecer no sólo al mercado local, sino la exportación de productos y servicios”.

“En la Argentina- subrayó el empresario- se logró la formación de técnicos especializados y la conformación de pymes que sustituyen los servicios de mantenimiento y reparación, que evitan la contratación de técnicos extranjeros y empiezan a dar servicios a parques eólicos en la región”.

De la misma manera, muchas empresas del sector que prestaban servicios y generaban productos al sector petrolero están abriendo unidades de negocios dedicadas al sector eólico y renovable en general.

El paper de CEA destaca que “la agenda del Cambio Climático Global y la meta de emisiones neutras de gases de efecto invernadero (GEI) a 2050 es real y posible” y la Argentina se comprometió a mantenerlas constantes hasta 2030.

Esto implica que el crecimiento de la demanda eléctrica será abastecido con una generación libre de emisiones, con un rol central de las renovables en esa transición.

Castagnino detalló que “la generación renovable explica el 87% de la reducción en las emisiones de GEI del sector, que disminuyeron un 18% por GWh generado”, mientras la participación renovable pasó “desde niveles insignificantes a más de 10% de la generación, de la cual la energía eólica explica el 75%”.

“El compromiso de la Argentina con el Acuerdo de París requiere introducir al menos entre 750 y 1.500 Mw anuales para cumplir la NDC (sigla en inglés de Contribuciones Determinadas a Nivel Nacional) en el primer caso y alinearse a una trayectoria de emisiones neutras a 2050 en el segundo”, resaltó.

Con una mirada local, más importante resultará garantizar un piso de incorporación de Mw que permitirá desarrollar las capacidades productivas, que resultarían imposibles sin una previsión de crecimiento del mercado a largo plazo. “La energía renovable contribuye con divisas a la economía si se considera todo el ciclo del proyecto”, indica el vicepresidente de la CEA, al señalar que “cada 1.000 Mw de nueva potencia aporta u$s840 millones a valor presente”. El documento empresario estima que la inversión para cumplir con los compromisos del Acuerdo de Paris oscila entre u$s9.500 millones y u$s19.000 millones, lo que permitirá sustituir importaciones de gas por entre u$s11.100 y u$s22.300 millones, o liberar el fluido producido localmente para su exportación.

Además, generaría un complejo industrial permanente con potencial exportador, con un piso de más de 3.000 empleos sostenidos anualmente y un impacto en la actividad local de entre u$s 6.000 y u$s12.000 millones, lo cual demuestra que “el aporte de las renovables, y en especial de fuente eólica, no se limita a cumplir con los compromisos ambientales de la Argentina”, concluyó Castagnino.

Fuente https://www.ambito.com/energia/energia/estiman-que-sector-eolica-generara-un-ahorro-divisas-us800-millones-n5271149

 

Información de Mercado

La producción de petróleo y gas se recupera

La producción de petróleo durante julio se incrementó un 8,8% interanual, mientras que la de gas natural aumentó un 3%, impulsado por el fuerte desarrollo de ambos recursos en la formación no convencional de Vaca Muerta, de acuerdo al reporte del Instituto Argentino de la Energía (IAE).

El trabajo dado a conocer hoy precisó que en julio de 2021 la producción de petróleo aumentó 1,9% respecto del mes anterior y 8,8% respecto de igual mes de 2020, “impulsado por la cuenca Neuquina y en menor medida por las cuencas Cuyana y Austral”.

La cuenca Neuquina, donde se encuentra Vaca Muerta, aumentó su producción 4,33% respecto al mes anterior, mientras que creció 18% respecto a julio de 2020.

La Cuenca Golfo San Jorge (la segunda productora en importancia), redujo la producción 1,1% frente a junio y 0,4% ante mismo mes del año pasado, mientras que la Austral se redujo 0,3% intermensual y aumentó 6,4% interanual.

La Cuenca Neuquina representa el 50% de la producción y es la única que crece anualmente con una tasa de 3,8% anual, mientras que la Cuenca Golfo de San

Jorge, con el 41% del total, se presenta con una disminución del 7,1% anual.

Desagregando por los principales operadores, se observó que YPF (47% de la producción total de petróleo ) redujo la producción 0,4% en julio respecto al mes anterior mientras que fue 5,6% superior respecto de igual mes del año anterior.

El otro gran operador es Pan American Energy, que con una participación del 20% en el total, aumentó la producción 0,3% respecto de junio y disminuyó 1,5% frente a mismo mes de 2020.

La producción de petróleo no convencional, que ocupa el 28,1% del total anual, aumentó 6,2% intermensual en julio respecto de junio y creció 36,1% respecto a igual mes de 2020.

En cuanto al gas natural, la producción del total de las cuencas aumentó 2,9% intermensual en julio respecto al mes anterior y 3% interanual, con incrementos en las cuencas Neuquina (8,3%), Cuyana (1,1%) y Golfo de San Jorge (1,2%) frente al mismo mes de 2020.

No obstante, en la Cuenca Austral la producción disminuyó 7,4% interanual y en Noroeste 9,1% también interanual.

Desagregando por principales operadores se observa que YPF, que produce el 26% del gas en Argentina, aumentó la producción en julio de 2021 respecto a mayo 4,1% intermensual mientras produce 11,1% más de gas que en igual mes del año anterior.

El informe señaló que en los últimos doce meses, YPF perdió 5,3 puntos porcentuales en la participación anual de la producción total, esto es equivalente a 6,4 MMm3/día aunque viene recuperándose conforme al aumento en la producción.

En tanto, Total Austral que aporta el 27% de la producción total disminuyó 8,3 % su producción respecto a julio de 2020, mientras que Tecpetrol con un peso 11% en el total, aumentó su producción 5.1% interanual.

En cuando a la producción de gas natural convencional, que representa el 56,5% del total, se redujo 0,1% intermensual en julio de 2021 mientras disminuyó 8% interanual.

Finalmente, la producción de gas natural no convencional aumentó 5,9% en julio respecto del mes anterior, mientras que fue 17,3% superior en el interanual.

 

 

Fuente: https://www.cronista.com/economia-politica/la-produccion-de-petroleo-y-gas-se-recupera/

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TotalEnergies y Equinor avanzan con proyectos de reducción de emisiones de CO2 en Neuquén y Tierra del Fuego

Nidia Alvarez Crogh, presidenta de Equinor Argentina, y Bertrand Szymkowski, responsable del Área de Proyectos de Reducción de Carbono de TotalEnergies, explicaron este miércoles cuáles son los planes de acción que están implementando las compañías para aumentar la producción de energía y reducir, al mismo tiempo, las emisiones de gases de efecto invernadero, durante la conferencia virtual “Carbono Neutral”, organizada por el Instituto Argentino del Petróleo y el Gas (IAPG).

Szymkowski aseguró que la francesa TotalEnergies busca poner el foco en la promoción del gas natural como un aliado de la transición energética —sobre todo para la generación eléctrica, la calefacción y la movilidad—y en el aumento de las inversiones en electricidad baja en carbono y en tecnologías para la captura y el almacenamiento de CO2.

Bertrand Szymkowski

El ingeniero destacó además que “para responder a los desafíos del clima hay que preservar la energía líquida para aquellos usos donde es difícilmente reemplazable y hacer que los proyectos petroleros sean cada vez más sostenibles. En Total, la producción y venta de petróleo representará el 35% del desarrollo de la firma en 2030 y bajará a un 20% en 2050, versus el 55% registrado en 2019. Asimismo, un 15% de la electricidad será primordialmente renovable para el 2030 y un 40% será completamente renovable para el 2050”.

Por su parte, Nidia Alvarez Crogh aclaró que si bien Equinor, la empresa noruega que produce y comercializa energía a nivel global, abrió sus oficinas en Argentina recién en 2018, ya cuentan con un amplio portafolio en materia de explotación hidrocarburífera on-shore y off-shore y de iniciativas que buscan avanzar en la descarbonización de la matriz energética.

“Prevemos que la inversión bruta en energías renovables y en soluciones de bajo carbono va a pasar de representar el 5% de nuestro capex en 2020 al 50% para el 2030”, estimó la ejecutiva de la ex Statoil.

Nidia Alvarez Crogh

El plan de acción de Total

Conexión del bloque neuquino Aguada Pichana a la red de electricidad con 42 kilómetros de línea de alta tensión para el 2024. Posteriormente, se compraría energía eléctrica de la red que provenga de plantas renovables.

Reemplazo de las turbinas a gas por motores eléctricos e instalación de un banco de batería para reemplazar el generador de reserva, además de la electrificación de un turbo comprensor para 2025 en la planta de Equinor en la provincia de Neuquén.

Implementación de una granja eólica y su banco de baterías para reemplazar parte de los equipos de turbo-generación en Tierra del Fuego para el 2025. Este proyecto implica una baja sustancial de las emisiones de carbono y permite utilizar la calidad del viento característico de la región.  

Transformación del gas de barrido (o sweeping) que en lugar de quemarse en la antorcha se comprime y se exporta.

El gas de blanketing, que se utiliza para inertizar los tanques con contenido de hidrocarburo, se recupera de la misma forma que el gas de barrido o se reemplaza por nitrógeno.

Los dos últimos puntos constituyen modificaciones previstas para la operación en los yacimientos Aguada Pichana y Río Cullén/Cañadón Alfa para el 2025. Al respecto, Szymkowski señaló que “se trata de proyectos que no sólo reducen las emisiones, sino que además recuperan gases que antes no se valorizaban y ahora se van a vender, con lo cual, los costos técnicos pueden verse mejorados a partir de esa renta”.  

El portafolio de Equinor

Reducción de la intensidad neta de carbono del 20% para el 2030 y del 40% para el 2035, teniendo en cuenta que el ritmo de disminución aumentará a medida que crezca el uso de energías renovables.

Inversión de más de 50.000 millones de dólares en energías renovables lo que habilitará un crecimiento de la capacidad de entre 12 y 16 gigawatts (GW).

Incremento de la capacidad de almacenamiento de CO2 en 30 millones de toneladas al año.

Integración de las respuestas sostenibles frente al cambio climático en cada una de las operaciones e incorporación de nuevas formas de pensamiento a la hora de planear y producir.

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Naturgy y Olimpiadas Especiales Argentina se unen para fortalecer el liderazgo de atletas

Naturgy y Olimpiadas Especiales Argentina firmaron un convenio para desarrollar conjuntamente iniciativas de Liderazgo Unificado, cuyo objetivo es potenciar habilidades y fomentar roles significativos para personas con discapacidad intelectual. De las actividades participarán 20 atletas, jóvenes adultos con discapacidad intelectual de entre 25 y 45 años.

“Mediante la participación de las personas con discapacidad como líderes, contribuimos a cambiar percepciones acerca de lo que ellas pueden hacer”, afirmó Mercedes Fielder, Directora Ejecutiva de Olimpiadas Especiales Argentina.

“Es un orgullo para Naturgy poder acompañar a Olimpiadas Especiales Argentina en esta iniciativa, permitiendo que los jóvenes atletas puedan desarrollar nuevas habilidades, y con ello una mejora en su calidad de vida”, sostuvo Bettina Llapur, Directora de Comunicación de Naturgy.

Olimpiadas Especiales Argentina cuenta con más de 40 años de trayectoria en el país promoviendo la inclusión y el ejercicio de derechos de niños, jóvenes y adultos con discapacidad intelectual para transformar la calidad de vida de los atletas y sus familias a través del deporte y la formación de la comunidad.

Para conocer más sobre Olimpiadas Especiales Argentina, visite www.olimpiadaespecial.org.ar o a través de sus redes sociales:

Facebook: https://www.facebook.com/OlimpiadasEspecialesArgentina/

Instagram: https://www.instagram.com/olimpiadas_especiales_arg/

Desde el año 1992 la licenciataria hoy denominada Naturgy BAN S.A. brinda su servicio de distribución de gas natural por redes. Es la segunda distribuidora de gas de la República Argentina por volumen de ventas, con más de 1.631.000 clientes residenciales, 49.200 comerciales y 1.200 industrias, 400 estaciones de GNC y 3 subdistribuidoras. La extensión de las redes de gas natural asciende a 27.000 kilómetros.

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Cammesa adjudicó nuevos volúmenes de gas para las centrales termoeléctricas en septiembre

Cammesa, la compañía que administra el Mercado Eléctrico Mayorista, realizó ayer un nuevo concurso de precios para adquirir volúmenes interrumpibles de gas para abastecer en la segunda quincena de septiembrea las centrales termoeléctricas de todo el país. Los concursantes fueron las compañías adjudicatarias del Plan Gas. Lo hizo a través Megsa, la empresa encargada de las subastas y concursos en la Bolsa de Comercio. Según el detalle de participantes al que accedió EconoJournal, se registró una oferta total de gas por 28,1 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/día) para el abastecimiento entre el 13 y el 30 de septiembre, más de 10 MMm3/d que la quincena anterior.

El gas ofrecido es principalmente producido en Vaca Muerta, que viene teniendo un marcado crecimiento en los últimos meses. En total, Neuquén aportará todo el volumen extra por un total de 20,1 MMm3/d de gas, cuando en el concurso anterior la provincia había aportado 12,5 MMm3/d. En cuanto al precio, el gas de Neuquén ofrecido pasó de 4,49 por millón de BTU (US$/MMBTU) a 4,45 US$/MMBTU. Lo que marca un leve descenso en el importe es la mayor disponibilidad de gas en el sistema por el incremento de las temperaturas, que reduce la demanda del consumo de gas en los hogares.

Provincias y protagonistas

Las otras provincias que participaron con producción de gas fueron: Tierra del Fuego con 4,5 MMm3/d y sin variación en el precio; Chubut con 2 MMm3/d y Santa Cruz por un total de 1,5 MMm3/d. El precio promedio ofertado por las compañías productoras fue de 4,40 US$/MMBTU.

Según indicaron fuentes cercanas al concurso, el quinto del año, los protagonistas fueron las compañías productoras Tecpetrol, brazo petrolero del Grupo Techint, e YPF, la compañía controlada por el Estado.   

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La suba del LNG a nivel global expone la indefinición del gobierno sobre la convocatoria a una nueva ronda del Plan Gas

El precio del gas natural licuado (LNG, según su sigla en inglés) comenzó a dispararse a nivel global. La cotización en el Japan Korea Market (JKM), referencia del mercado asiático, y en el Dutch TTF, punto de comercio virtual de gas natural en Países Bajos, alcanzó la semana pasada los US$ 20 por millón de BTU y en el mercado prevén que la escalada continúe. Este aumento impactará en las licitaciones que deba realizar la empresa estatal IEASA (ex Enarsa) con el objetivo de asegurar LNG para el pico del próximo invierno.

En la Secretaría de Energía vienen evaluando desde hace varios meses convocar a una tercera ronda del Plan Gas Ar para ampliar la base contractualizada de gas local en firme y así reducir lo más posible la importación. Sin embargo, las mismas diferencias internas que el año pasado llevaron a la demora en la implementación del programa (iba a lanzarse en septiembre de 2020 y finalmente se oficializó en diciembre) impidieron concretar ese llamado. De extenderse en el tiempo, la indefinición oficial se traducirá en un costo sustancialmente mayor de las importaciones.

La suba del precio internacional

El costo de la energía está aumentando a nivel internacional a medida que la crisis del coronavirus va quedando atrás. La cotización del Brent pasó de 58,80 dólares por barril a fin del año pasado a un pico de 77 dólares a comienzos de julio, para luego estabilizarse en torno a los 70 dólares. Lo mismo podría ocurrir con el gas que comenzó a subir a inicios del verano del hemisferio norte luego de haber tocado fondo en 2020.

La agencia Bloomberg informó el sábado que hay preocupación en Europa por el precio del gas natural ya que Rusia, el mayor proveedor del continente, está limitando las exportaciones por varios motivos, entre los que sobresalen el aumento de la demanda interna, interrupciones en la producción y el acuerdo para transportar menos combustible a través de Ucrania.

Esa restricción no solo afecta al Viejo Continente. Al ver limitado el abastecimiento por parte de Rusia, los países de Europa se ven forzados a incrementar la demanda de LNG y esa mayor competencia también impacta en la cotización que refleja el índice asiático JKM.

A su vez, la suba del precio del LNG golpea en el mercado interno estadounidense al estimular mayores exportaciones del combustible refrigerado. Bloomberg informó que los precios del gas natural en el mercado de futuros de Nueva York subieron un 80% este año, su nivel más alto desde 2018, aunque todavía son mucho más bajos que en los otros puntos de referencia mundiales.

El impacto en Argentina

Si este escenario internacional no se modifica sustancialmente, es impensable que IEASA pueda conseguir en las licitaciones de comienzos del año próximo LNG a US$ 6,5 por millón de BTU como hizo en marzo de este año, precio que luego fue subiendo paulatinamente a medida que se acercaba el invierno.

En el mercado estiman que el año próximo se partiría de un piso de al menos US$ 10 por millón de BTU, lo que significará un crecimiento sustancial del costo de las importaciones de energía.

En la Secretaría de Energía son conscientes de esta situación y para tratar de minimizar el impacto vienen proponiendo desde hace varios meses lanzar una tercera ronda del Plan Gas Ar para ampliar la base contractualizada que se acordó en diciembre.

En aquel momento el gobierno subastó una base de 70 millones de metros cúbicos diarios de gas (MMm3/d) y terminó consiguiendo 67,850 MMm3/d. Pero hoy la realidad es diferente. Varias empresas —como YPF, Pampa, Tecpetrol y Pluspetrol— obtuvieron mejores resultados de los que preveían en el desarrollo de gas de Vaca Muerta y existe oferta disponible en el sistema. De hecho, la semana pasada el gobierno autorizó la reapertura de las exportaciones de gas hacia Chile porque la capacidad de transporte de gas desde Neuquén hacia Buenos Aires estaba a punto de saturarse.

Frente a ese contexto, allegados a Energía señalaron existe una oportunidad concreta subir esa base contractualizada en firme del Plan Gas Ar al menos hasta los 72 MMm3/día para aprovechar ese gas adicional. “Se está evaluando desde hace semanas la posibilidad de lanzar un concurso para contractualizar en la base entre 4 y 5 MMm3/día de gas más”, explicaron.

Las petroleras están a la espera de una resolución sobre el tema, pero por ahora no ha habido novedades. Al igual que ocurrió el año pasado con el lanzamiento del Plan Gas, la demora obedece a las internas políticas entre distintas facciones del gobierno. Si bien cerca del secretario de Energía, Darío Martínez, creen que una tercera ronda del Plan Gas es conveniente, en el Enargas plantean reparos frente a esa estrategia y la definición se ha ido postergando.

La posición entre los productores tampoco es del todo homogénea. Desde una de las mayores productoras señalaron a EconoJournal que “no hay una necesidad manifiesta de lanzar una nueva ronda porque el sistema de transporte desde Neuquén está casi saturado. Es más, hay empresas a las que les rebotó la inyección por falta de transporte. Por eso, quizás lo mejor sea seguir operando de esta manera y que si existe una oferta adicional se negocie en el mercado spot”.

En cambio, desde otra empresa con base en Neuquén justificaron la decisión de lanzar una nueva ronda con estas palabras. “Hoy existe cierto volumen adicional de gas en Neuquén porque algunas empresas como YPF, Pampa y Tecpetrol están inyectando más gas del que se habían comprometido ya que tuvieron mejores resultados en la actividad (perforación). Pero no sabemos qué va a pasar el año que viene”. «Para las productoras es mejor contractualizar la mayor oferta de gas posible. De esa manera, hay más certezas para realizar inversiones y si luego existen saldos excedentes de gas se pueden exportar contraestacionalmente con transporte en firme hacia Chile y, de esa manera, ir recuperando ese mercado”, concluyó.

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Buscan potenciar minería y energía para revertir caída en las exportaciones

Luego del pico de 2011, la participación de las exportaciones de manufacturas industriales se encuentra en el peor momento de los últimos 20 años. El Gobierno busca que no falten dólares en la reactivación económica de la post pandemia. Este año se encamina a un récord de exportaciones por los altos precios de los commodities, sin embargo, las cantidades exportadas se encuentran estancadas desde 2011. Los últimos 10 años las exportaciones se concentraron en la soja, se buscará revertir las caídas en las manufacturas industriales y potenciar sectores como la minería y la energía. Con un mercado de deuda internacional […]

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Chile: proveería de energía limpia para crear un mundo “carbono neutral”

El presidente de aquel país anunció la producción de la primera molécula de hidrógeno verde en el país hace ya tiempo. Junto a eso declaró que la meta para el año 2050 es desarrollar una industria que exporta más de US$30 mil millones al año. De esta manera, la industria del hidrógeno verde se puede transformar en un nuevo motor de la economía chilena solo comparable con la industria del cobre. La apuesta del gobierno parece ser atraer inversión extranjera para lograr el objetivo de la Estrategia Nacional de Hidrógeno: liderar la producción de hidrógeno verde vía electrólisis, liderar la […]

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CECHA insta a tener en cuenta a las Estaciones de Servicio en la Ley de Hidrocarburos

 Maggie Videla, subsecretaria de Hidrocarburos de la Nación, recibirá a los dirigentes el próximo 9 de septiembre. Entre los temas a debatir, solicitarán que los convoquen a participar de la iniciativa. El Proyecto de Ley de Hidrocarburos se concentra principalmente en la exploración y la producción. La normativa sentará las bases de los próximos 20 años y tiene por objetivo asegurar el abastecimiento interno y lograr saldos exportables para el mayor ingreso de dinero. Entre los puntos más relevantes se encuentran: Promoción de las actividades que estén relacionadas directa o indirectamente con la exploración y producción  mediante técnicas de extracción […]

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Litio: la nueva esperanza argentina

Según un informe del Centro de Estudios Estratégicos e Internacionales, con sede en Washington, el precio del litio se duplicó entre 2016 y 2018 y se vaticina que la industria se multiplicará por ocho de aquí a 2027. Los anuncios del presidente de los Estados Unidos, Joe Biden, acerca de impulsar un plan de energía limpia, con el objetivo de que, en 2035, toda la electricidad sea producida por fuentes renovables, habrán de generar múltiples efectos en el uso y explotación de los recursos renovables. En particular, el anuncio sobre la meta de que la mitad de los vehículos vendidos […]

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Historias de vidas: El Nobel, Luis Federico Leloir

El Premio Nobel de Química nació en Francia el 6 de septiembre de 1906 pero desde los dos años se crió y se formó en la Argentina. Su mentor fue otro Nobel del país, Bernardo Houssay, quien puso a Leloir al frente del Instituto de Investigaciones Bioquímicas Fundación Campomar (hoy Fundación Instituto Leloir), donde estuvo 40 años. Ganador del Premio Nobel de Química en 1970 por descubrir el proceso bioquímico por el que los organismos aprovechan la energía de azúcares para vivir, Luis Federico Leloir, de cuyo natalicio se cumplieron 115 años este lunes, sigue siendo un ejemplo para la […]

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Avellaneda avanza en el desarrollo de un proyecto de energías renovables

Se trata de un plan que está financiado por el gobierno alemán en el cual participan países como Kenia, Indonesia y Argentina, y es realizado por una red de municipios locales a nivel mundial. Dentro del país , las ciudades seleccionadas fueron Avellaneda, Rosario y La Plata. En este sentido, Nilce Gregoret, responsable del Área de Medio Ambiente de la ciudad de Avellaneda afirmó que “en Argentina la única ciudad que recibe la oportunidad de desarrollar un modelo de energías renovables somos nosotros. “Ya tuvimos una primera devolución con resultados alentadores. Según el relevamiento que venimos haciendo, tenemos la oportunidad […]

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Finalizó el ciclo de capacitaciones en la industria del petróleo

En el marco del Programa Nacional de Prevención (PRO.NA.PRE) de Petróleo y Gas del Neuquén, se realizaron una serie de encuentros sobre las Reglas de Oro de la Industria Petrolera. Las Reglas de Oro buscan propagar buenas prácticas para reducir la siniestralidad en las tareas de mayor riesgo. La Comisión Cuatripartita del sector, integrada por la Superintendencia de Riesgos del Trabajo (SRT), empresas, gremios, la Subsecretaría de Trabajo de la Provincia de Neuquén y la Unión de Aseguradoras de Riesgos del Trabajo (UART), planificó la capacitación. Los encuentros fueron desarrollados desde agosto de 2020 a junio de este año, de […]

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Novedad: El proyecto EU-SCORES ofrece energía eólica marina híbrida financiable

A partir de  este mes de septiembre, los 17 socios que forman el proyecto EU-Scores probarán su propuesta a través de dos instalaciones operativas y que servirán de ejemplo de la operación de este formato. El reto de superar la intermitencia de las energías renovables ha motivado la puesta en marcha de un importante proyecto que busca poner en funcionamiento parques eólicos híbridos, que supondrá aprovechar las diferentes formas de producción eléctrica en el mar. Desde la energía eólica, solar y undimotriz en alta mar. Consistirá en un sistema solar fotovoltaico offshore de 3 MW, de Oceans of Energy, que […]

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Francia crea centro de datos en su proyecto energético Horizeo

La estrategia de transición energética del país se está materializando a través de proyectos como Horizeo. Gracias a él mismo, dos compañías buscan construir una instalación con capacidad de 1 gigavatio en la localidad de Saucats. Se trata de la instalación de un parque solar, que ocupará una extensión de 1.000 hectáreas y tendrá un coste de 1.000 millones de euros. Además de generadores de hidrógeno verde, sistemas de almacenamiento de energía y un moderno centro de datos. Con la colaboración entre instituciones públicas y empresas de la industria. Fruto de ello han lanzado el proyecto Horizeo, con las compañías […]

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España: La expobiomasa activa al sector con más de 300 firmas expositoras

Del 21 al 23 de septiembre de forma presencial en la Feria de Valladolid y del 27 al 30 de septiembre de forma online, la nueva edición de Expobiomasa tiene el objetivo de impulsar la actividad comercial del sector. Los expositores presentarán novedades, tecnología y la mayor oferta en un espacio seguro para devolver la confianza para fortalecer las relaciones personales en un sector que no ha parado de crecer y con unas expectativas buenísimas para los próximos años. Expobiomasa 2021 concentrará más de 300 firmas expositoras en un total de 21.000 metros cuadrados en la Feria de Valladolid, donde […]

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Registro de UPME: Ingresaron 11 GW de energías renovables en lo que va del 2021

De enero a agosto de este 2021, la UPME registró en estado de vigencia a 160 proyectos, por 11.504 MW, de los cuales el 97,5 por ciento son proyectos de energías renovables.

Los emprendimientos, contabilizados dentro del ‘Registro de Proyectos de Generación’, pueden dividirse por tecnologías: un de biomasa, por 25 MW; 16 eólicos, por 3.106 MW; 19 hidroeléctricos, por 390 MW; 121 solares fotovoltaicos, por 7.695 MW; y tres térmico por 288 MW.

Cabe destacar que se trata de un crecimiento exponencial, teniendo en cuenta que en enero del 2021 sólo habían ingresado 17 proyectos en estado de vigencia, por 1.255 MW. De ellos, tres eran eólicos, por 160 MW; 12 solares fotovoltaicos, por 908 MW; y dos térmicos, por 188 MW.

Es decir que el crecimiento de enero a agosto de este año en términos de capacidad de potencia fue casi 10 veces.

Todos los proyectos

Por otra parte, el reporte de la UPME destaca que hasta el momento hay 326 proyectos en estado de vigencia, por 21.058 MW. En este caso no sólo están considerados los emprendimientos del 2021 sino también los del 2020 y 2019.

Entre los emprendimientos, se destacan los solares fotovoltaicos: 225, por 11.103 MW; luego los eólicos: 27, por 4.975 MW; le siguen los térmicos: cinco, por 2.618 MW; detrás los hidroeléctricos: 67, por 2.337 MW; y finalmente los de biomasa: dos por 26 MW.

Fuente: UPME

Fases

Cabe destacar también que, de los 326 proyectos en estado de vigencia, sólo cinco se encuentran en fase 3; es decir, en etapa de Ingeniería de Detalle (nivel de definición el cual permite la ejecución del proyecto). Éstos son cuatro proyectos fotovoltaicos, por 50 MW, y uno hidráulico, por 10 MW.

La mayoría de los emprendimientos están en fase 2 (factibilidad): 204, por 12.847 MW; y luego los de fase 1 (prefactibilidad), 117, por 8.151 MW.

Fuente: UPME

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MATER: Queda menos de un mes para presentarse en la tercera ronda del año

Se abrió una nueva convocatoria del Mercado a Término de Energías Renovables (MATER), que corresponde al tercer trimestre del año. Y en este caso, los titulares de proyectos podrán solicitar prioridad de despacho hasta el 30 de septiembre, según lo previsto por la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico S.A. 

La propia CAMMESA será quien, el próximo 7 de octubre, informe los proyectos que requieran realizar un desempate en el proceso de asignación de prioridad de despacho por capacidad de transporte insuficiente, en caso de ser necesario. 

Casi tres semanas después, precisamente el 26 de dicho mes, se hará el acto de presentación de información requerida para desempate. Esto significa que aquellos emprendimientos en tal condición tendrán que exhibir los datos necesarios desde las 11 horas y hasta las 12 hs. de ese día. 

La asignación de prioridad de despacho se llevará a cabo el 29 de octubre – si es que existen proyectos solicitantes en esta convocatoria – y los titulares de los mismos podrán abonar el pago trimestral, estipulado en la Resolución 551/2021, hasta el jueves 18 de noviembre del corriente año. 

Es preciso recordar que durante el último llamado de 2018 y el primero de 2021 prácticamente no no hubo asignaciones – sólo el Parque Solar Chamical II de 8 MW de potencia en el segundo llamado del 2020 -, pero esta situación cambió su rumbo en la pasada convocatoria cuando se asignaron dos proyectos fotovoltaicos por 103 MW en la región de Cuyo.

El primero de ellos corresponde a la compañía Genneia S.A y es el Parque Solar Sierras de Ullum de 58 MW de potencia, al cual se le asignaron todos los megavatios. Mientras que el segundo proyecto es el Parque Solar Zonda I de YPF Energía Eléctrica S.A., que tiene una capacidad de 100 MW, pero al que tan solo se le asignaron 45 MW en prioridad de despacho. 

Y según pudo averiguar Energía Estratégica, ninguno de los proyectos encontró dificultad en abonar el pago trimestral requerido y ya quedaron confirmados. 

De este modo, la cifra de centrales renovables asignadas durante las diferentes rondas del MATER se eleva a cuarenta y ocho, y la potencia adjudicada con prioridad de despacho en el Mercado a Término pasa de 1101,6 MW a 1204,6 MW. 

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Admonitor advierte por qué las hidroeléctricas no podrían despacharse primero en México

Andrés Manuel López Obrador ha manifestado en varias ocasiones que desea llevar adelante una reforma constitucional y así darle un mayor poder a la Comisión Federal de Electricidad, empresa productiva del estado. 

Incluso días atrás afirmó que durante septiembre enviará la iniciativa al Congreso de la Unión, es decir que esto se daría poco más de siete meses después de que presentara el proyecto de ley para reformar la Ley de la Industria Eléctrica, el cual pretende modificar la prioridad de despacho de la generación eléctrica. 

Y si bien esta última contó con aprobación de ambas cámaras legislativas, varios recursos de amparo y de inconstitucionalidad lograron que momentáneamente esa ley sea suspendida, ya que se modificaba la prioridad de despacho de la generación eléctrica, priorizando a hidroeléctricas y centrales de CFE por sobre centrales eólicas y solares de particulares. 

Ahora bien, Admonitor, organización destinada a brindar transparencia al Mercado Eléctrico Mayorista, realizó un relevamiento del despacho de la generación hidroeléctrica para México y compartió su reporte con Energía Estratégica.

En el mismo se señala que el Sistema Eléctrico Nacional mexicano (SEN) cuenta con una potencia hidroeléctrica de 12,612 MW. Y aunque la capacidad del recurso hídrico representa el 14.7% de la capacidad total, la proporción de su generación con respecto a la demanda es nada más que del 5.9%

“De considerarse como la primera tecnología a despachar, el volumen anual estimado hacia la generación hidroeléctrica debería incrementarse significativamente, lo cual podría ser inviable debido a restricciones del uso del agua como: consumo humano, equilibrio del ecosistema y seguridad en la reserva de aguas nacionales”, explica el relevamiento.. 

“El número de embalses, la capacidad instalada de generación hidroeléctrica, el tamaño de la demanda del sistema, la política hídrica nacional y la propia orografía de México, impiden que esta tecnología funja como el primer bloque de generación en ser despachado”, agrega. 

Y continúa con que para lograr ello, “las características del relieve y la proporción de la generación con respecto a su demanda deberían ser similares a las registradas en el sistema colombiano, en el cual, se abastece con el recurso hídrico cerca del 85.1% de la demanda”.

Por otro lado, también plantea un escenario donde la coordinación hidrotérmica se dejara de realizar y la generación hidroeléctrica se despachara como energía base (donde se encuentran la solar y eólica). En este caso, los especialistas de Admonitor manifestaron que “se incrementaría el riesgo de presentarse indisponibilidad de generación por falta de agua, dadas las restricciones en el Programa Nacional Hídrico”. 

“Como consecuencia, se recurriría a la utilización de tecnologías de arranque rápido (como Unidades de Central Eléctrica (UCE) TG con costos mayores) para mantener el balance entre la generación y la carga ante cambios inesperados en la demanda o indisponibilidades por falla del resto del parque de generación”, añadieron.

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Expertas analizan cómo integrar la igualdad de género en la acción climática de Latinoamérica

La transición hacia una economía verde y descarbonizada como base de los esfuerzos frente al cambio climático, no significa automáticamente que sea justa e inclusiva si no presenta un enfoque de igualdad de género. Así fue señalado por las expertas participantes en la sesión sobre “Gobernanza climática con enfoque de género: creación de capacidades y arreglos institucionales”, llevada a cabo este martes 7 de septiembre en el marco del Encuentro Regional sobre Cambio Climático e Igualdad de Género. 

En la sesión participaron Lorena Aguilar, Especialista en Ambiente y Género de la Comisión Económica para América Latina y el Caribe (CEPAL), quien realizó una presentación sobre la igualdad de género en la respuesta al cambio climático en América Latina y el Caribe; así como Johanna Arriagada, de la Oficina de Cambio Climático del Ministerio del Medio Ambiente de Chile y Jessica Huertas, de la Dirección General de Cambio Climático y Desertificación de Perú, quienes presentaron experiencias sobre la transversalización con perspectiva de género en la política climática de sus países. La sesión fue moderada por Teresa Aguilar, Técnica Especialista del Programa EUROCLIMA+.

“La acción contra el cambio climático puede reforzar o exacerbar las desigualdades, o apuntar intencionalmente a superarlas y acelerar el paso hacia la igualdad de género y la autonomía de las mujeres”, afirmó Aguilar. 

Para la experta, a medida que se examinan las estructuras normativas, físicas, económicas y socioculturales en respuesta al cambio climático, se deben identificar y abordar las desigualdades de género de larga data.

Por ejemplo, según datos del Banco Interamericano de Desarrollo (BID) y la Organización Internacional del Trabajo (OIT), más del 80% de los nuevos empleos creados por la agenda de descarbonización estarán en sectores que hoy son dominados por hombres y solo el 20% de estos nuevos empleos se crearán en sectores donde las mujeres son mayoría. 

Esto significa que las mujeres no se beneficiarán de la creación de empleo a menos que se contemple de forma efectiva su participación en el mercado laboral en los sectores que son más relevantes con la descarbonización, como es el caso de energía, agricultura, construcción y gestión de residuos. Las mujeres, por ejemplo, alcanzan un 32% de las personas que trabajan en energías renovables, 10 puntos más alto que en otras industrias energéticas tradicionales. 

Para esto es importante, entre otros, identificar y abordar las brechas de conocimiento en el nexo género y cambio climático; fortalecer la base de evidencia y la comprensión de los impactos diferenciados del cambio climático; generar estadísticas sobre género que se tomen en cuenta en la toma de decisiones y emprender investigaciones sobre las conexiones entre género y factores ambientales, como es el caso de emisiones de gases de efecto invernadero, degradación de la tierra y pérdida de biodiversidad.

Como parte de la sesión, se realizaron grupos de trabajo con representantes gubernamentales y de la sociedad civil de países de América Latina y el Caribe para analizar los principales aspectos por considerar para la inclusión de la perspectiva de igualdad de género en la gobernanza climática. Algunas de las conclusiones principales recogidas y presentadas por la moderadora Teresa Aguilar, fueron la importancia de la intersectorialidad con el propósito de ir más allá e integrar también una perspectiva intergeneracional e intercultural, la relevancia de institucionalizar procesos con distintas fases y de incorporar formalmente el tema de igualdad de género en la legislación sobre cambio climático en los distintos países.

El video completo de la sesión puede ser visto aquí en español. 

Sobre el encuentro

El Gobierno de Chile, en su calidad de Presidencia de COP25, realiza durante septiembre el Encuentro Regional sobre Cambio Climático e Igualdad de Género, por medio de sus ministerios de Medio Ambiente, Relaciones Exteriores y de la Mujer y la Equidad de Género. El evento cuenta con el apoyo de la Unión Europea, mediante sus programas EUROCLIMA+ y EUROsociAL+, y con el apoyo técnico de la Comisión Económica para América Latina y el Caribe (CEPAL) como socios estratégicos clave en la acción climática y para conectar los puntos entre la Agenda 2030 y los Objetivos de Desarrollo Sostenible. El encuentro también cuenta con la colaboración del Sistema de Naciones Unidas de Chile y el Gran Ducado de Luxemburgo.

El Encuentro es 100% virtual y se desarrolla en diversas sesiones a lo largo del mes. Las citas muestran experiencias, buenas prácticas, desafíos y oportunidades para integrar la igualdad de género en la acción climática en ALC y en la hoja de ruta de implementación del Acuerdo de París. En el evento participan tomadoras y tomadores de decisión a nivel nacional, regional y global, academia y sociedad civil. 

Las transmisiones en vivo de las sesiones están abiertas a toda persona interesada por medio del canal de YouTube del Ministerio del Medio Ambiente de Chile (en español) y en el canal de Youtube de Euroclima+ (en inglés). 

Mayor información sobre el encuentro y las próximas sesiones aquí.

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MEGSA-CAMMESA ofertaron 28,1 Mm3/día para la segunda quincena de setiembre

Un total de 18 ofertas por un volumen de 28,1 millones de metros cúbicos día fueron presentadas en el concurso de precios realizado por el Mercado Electrónico del Gas (MEGSA) a solicitud de la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (CAMMESA) para la provisión de gas natural a usinas generadoras entre el 13 y el 30 de setiembre.

Estuvieron habilitados para ofertar los Productores que habiendo sido adjudicados en el Plan Gas.Ar (PG) contaran con volúmenes adicionales.

Cada Productor sólo podía ofertar en las mismas cuencas en que fuera adjudicado en el Plan Gas y el precio ofertado por cada Proveedor no podía exceder el precio obtenido en el PG para cada cuenca.

El precio promedio ponderado de estas ofertas fue de US$ 4,4083 por millón de BTU.

El detalle de las ofertas reveló que 13 corresponden a productores de la cuenca neuquina, por 20,1 millones de metros cúbicos día; 3 de Tierra del Fuego, por 4,5 Mm3/día; 1 de Chubut por 2 Mm3/día y 1 desde Santa Cruz por 1,5 Mm3/día.

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Foro sobre el futuro de Vaca Muerta y la Transición energética

El pasado jueves se realizó el cuarto encuentro del ciclo de seminarios sobre Recursos Naturales y Desarrollo Sostenible co-organizado por el think tank Fundar, el Centro de Investigaciones para la Transformación (Cenit) y el Centro Interdisciplinario de Estudios en Ciencia Tecnología e Innovación (Ciecti). En esta oportunidad el tópico fue Energía y versó sobre las oportunidades y desafíos de la transición energética y el desarrollo de Vaca Muerta. Los anteriores encuentros fueron Recursos Naturales, Agricultura y Minería.

La transición energética en Argentina representará oportunidades y desafíos para el desarrollo de Vaca Muerta, así como la generación de capacidades productivas y tecnológicas que permitirán el aprovechamiento de los recursos naturales de una manera sustentable, coincidieron diversos especialistas.

El ciclo busca facilitar una discusión profunda acerca de los recursos naturales y el desarrollo sostenible en el contexto actual de la Argentina. Se busca visibilizar las oportunidades y las tensiones de naturaleza productiva, social, política y ambiental que presenta la explotación de los recursos naturales, y poner en debate las miradas que los diversos actores políticos, empresariales y sociales tienen sobre ellas.

El cuarto seminario buscó ofrecer un espacio que analice el desarrollo energético argentino en el marco de esta transición con especial foco en la generación de capacidades productivas y tecnológicas locales. Se analizó y discutió bajo qué condiciones el país puede avanzar en la transición hacia un mayor peso de las fuentes renovables, haciendo uso sostenible de los recursos naturales y también generando capacidades locales.

En ese marco —y entendiendo la gradualidad de ese tránsito— además de abordar fuentes renovables ligadas a los recursos naturales, se debatió acerca de las oportunidades y desafíos asociados a la extracción de los recursos hidrocarburíferos disponibles (especialmente la cuenca no convencional) minimizando los impactos ambientales.

Nicolás Arceo, de la consultora Economía y Energía, consideró que “no está claro lo que va a implicar la transición energética en términos de la penalización en la utilización de combustibles fósiles” pero si que va a significar “una restricción en la demanda mundial de hidrocarburos”.

“Por eso Argentina tiene una ventana de oportunidad hasta tanto se produzca ese momento para valorizar su producción hidrocarburífera en el mercado mundial”, sostuvo, aunque rescató la utilización de gas natural “como combustible de transición porque genera muchos menos gases de efecto invernadero”.

Por su parte, Marcelo Neuman del Instituto de la Industria de la Universidad Nacional de General Sarmiento (IDEI-UNGS) analizó la relevancia económica del complejo hidrocarburífero y entendió “necesario un programa de sustitución de importaciones en las compras”.

“Se sugiere incrementar la participación local en futuros planes de inversión, hacer programas de desarrollo de proveedores articulados entre la industria, el gobierno y el sistema científico tecnológico y proveer líneas de crédito adecuadas para la expansión y el desarrollo productivo”, detalló el especialista.

Finalmente, Laura Forni del Stockholm Environment Institute, se refirió a la gestión de los recursos hídricos en la región de Vaca Muerta y los posibles riesgos que el desarrollo de la extracción de hidrocarburos representa para los ecosistemas, la salud pública y la producción agrícola de la región, en particular con relación a la calidad del agua.

“La producción de shale gas puede presentar un riesgo no tanto en la cantidad sino en la calidad de agua superficial y subterránea. El uso proporcional del agua para la producción de gas natural es pequeño en relación a otros usos en la zona, pero actualmente se explota sólo el 5% del gas natural de vaca muerta”, describió.

Ante esta situación, entendió que “los desafíos ambientales de gran complejidad requieren de una gobernanza multifacética. Se requiere que el sistema regulatorio interprovincial considere la multiplicidad de usos y características de cada provincia. Esto es, contar con una perspectiva de gestión integrada de los recursos hídricos a escala regional”

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Grupo Bahía Energía nombró a Juan Manuel Ritacco como nuevo CEO

Grupo Bahía Energía, la compañía de capitales argentinos dedicada principalmente a la industria del biodiesel, anunció el nombramiento de Juan Manuel Ritacco como nuevo CEO. Ritacco, que es Ingeniero Industrial egresado de la Universidad del Sur, asumió su cargo con el objetivo principal de desarrollar y consolidar las diferentes áreas de negocios del Grupo: Energía, Biodiesel, Alimentación, Entretenimiento, Glicerina, Servicios y Agro, entre otros.

«GBE viene sosteniendo un ciclo de crecimiento constante durante los últimos 15 años a partir de un plan de inversiones productivas en diferentes unidades de negocio, y estamos decididos a seguir en este rumbo para generar nuevas inversiones, con planes concretos para los próximos diez años”, aseguró Ritaccco.

Juan Manuel Ritacco

Antes de incorporarse a Grupo Bahía Energía, Ritacco se desarrolló profesionalmente como Director Comercial del Grupo Etman – Autopartes; Director General de GrupoAuto Argentina, Lubricants & Specialties Sales & Marketing Manager en Axion Energy y ocupó varias posiciones gerenciales, en diferentes países, durante sus quince años de experiencia en ExxonMobil, con responsabilidades en áreas Sales, Operations y Marketing.

“El foco de nuestras inversiones —agregó el nuevo CEO— es tomar materias primas y talentos humanos de Argentina y desarrollar productos y servicios de calidad global, integrando estas operaciones de Argentina con nuestras operaciones en otros países. Tenemos proyectos avanzados de inversión en diferentes industrias y segmentos, para continuar diversificando nuestro portafolio y profesionalizando la organización. Mi incorporación como CEO de GBE es un desafío tan motivador como desafiante y una gran oportunidad de continuar creciendo profesionalmente «.

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Venezuela propone ante la OPEP concertar una transición energética

El vicepresidente y ministro del Petróleo venezolano, Tareck El Aissami, defendió en una conferencia de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) que es «de suma importancia concertar una política integral de transición energética«.

En la conferencia, denominada «Mesa Redonda Ministerial sobre Energía, Clima y Desarrollo Sostenible», El Aissami consideró que esa transición debe generar un impacto colectivo de bienestar social», según recoge un comunicado de su despacho.

También expuso la posición de Venezuela en defensa de «los esfuerzos del sistema multilateral» y «en beneficio de la preservación de la vida en el planeta».

«Reconocemos la importancia de fortalecer las acciones de mitigación y adaptación, de conformidad con la Convención Marco de Naciones Unidas sobre Cambio Climático y el Acuerdo de París«, expresó.

Destacó que deben encontrarse «caminos que coadyuven a la solución y a reducir el impacto del cambio climático» en el planeta.

El Aissami también subrayó «la necesidad «de construir acuerdos que permitan «desarrollar esfuerzos integrales para mejorar el compromiso global en las políticas energéticas y ambientales en favor de nuestro mundo».

«Ya no es suficiente más declaraciones, es impostergable, queridos hermanos, queridas hermanas, que actuemos de inmediato», apostilló.

El encuentro promovido por la OPEP se llevó a cabo en el marco de la Carta de Cooperación (CoC) y proporcionó una plataforma para «debates sobre cuestiones claves relacionadas con la industria energética, incluidos los esfuerzos globales centrados en abordar el cambio climático en el contexto del desarrollo sostenible», según la información del comunicado.

También estuvo presente India y varias organizaciones internacionales, agregó la información.

Al mismo asistieron varios ministros, altos funcionarios y expertos de la industria de los países miembros de la OPEP y países productores de petróleo que no forman parte de la organización y participan en la CoC.

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Se definió la adjudicación de la Licitación de Suministro de Chile a un precio promedio de 23,78 dólares por MWh

Hace instantes, la Comisión Nacional de Energía (CNE) determinó los adjudicatarios de la Licitación de Suministro 2021/01, apuntada a abastecer a clientes regulados del Sistema Eléctrico Nacional, por un período de 15 años a partir del año 2026.

Fueron cinco las empresas seleccionadas:

Fuente: CNE

Cabe destacar que fueron las 29 empresas presentaron ofertas (más de 600) por 18.526 GWh/año, 8 veces más de lo demandado por la licitación, a un precio promedio de 34,9 dólares por MWh.

Fuente: CNE

Los bloques

Para el bloque 1-A (entre las 23:00 hrs y las 8:00 hrs del día),  la oferta más baja adjudicada la hizo Canadian Solar, a 13,32 dólares por MWh y la más alta Racó Energía, a 31,554 dólares por MWh.

Fuente: CNE

En el bloque 1-B (para suministro entre las 8:00 hrs y las 18:00 hrs), Canadian también se hizo de los precios más bajos, mientras que el más alto fue el de Sonnedix, a 26,8 dólares por MWh.

Fuente: CNE

Finalmente, para el bloque 1-C (entre las 18:00 hrs y las 23:00 hrs del día), Canadian volvió a ofertar los precios más bajos (13,32 dólares por MWh) mientas que Racó Energía se quedó con la más alta: 31,24 dólares por MWh.

Fuente: CNE

«Entre las ofertas vimos precios a 13 dólares (por MWh), nos costó encontrar ofertas más baratas en el mundo, y ese es un tremendo logro del que el sector eléctrico en su conjunto debe estar muy contento», destacó el ministro de Energía, Juan Carlos Jobet.

Asimismo resaltó que «casi el 60% de la energía adjudicada va a ser provista por proyectos que estarán ubicados en la Región Metropolitana, o de la Región Metropolitana al sur. Esto es una muy buena noticia para los desafíos de desarrollo de la transmisión o la concentración de proyectos (renovables) en el norte, porque se acerca la generación a los clientes».

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Se lanzó oficialmente el contrato de futuros de Litio en la Bolsa de Metales de Londres

Con el respaldo del trader suizo Transamine Trading S.A. y en base a la agencia de precios Fastmarkets MB (Metal Bulletin), se terminó de consolidar el contrato de futuros de litio en la Bolsa de Metales de Londres (LME por sus siglas en inglés). El anuncio se produce poco más de 2 años después, pandemia mediante, de la selección de Fastmarkets como agencia de reporte del precio en junio de 2019. La decisión de cotizar el litio fue comunicada por primera vez en la LME Week de Octubre 2018.

El contrato lanzado LME Lithium Hydroxide Battery Grade spot price CIF CJK corresponde al precio de referencia del hidróxido de litio colocado en los puertos de China, Japón y Corea del Sur de manera spot. Si bien la mayor parte del mercado global de litio en la actualidad se transa bajo contratos privados, el precio spot es una referencia para el ajuste de los mismos, que ya empiezan a incluir el precio de referencia entre sus cláusulas contractuales.

Los precios publicados cada viernes (el precio es por ahora un precio promedio semanal y no diario o intra-diario como en otros commodities minerales) para el hidróxido de litio parecen haberse estabilizado en U$S 15,5 por kilogramo, tras la acelerada recuperación experimentada desde el piso de octubre de 2020. La crisis del COVID19 llevó a mínimos de 2015 los precios del litio, que arrastraban casi 2 años de caídas pre-pandemia tras el boom de 2017-18.
Tres meses atrás, el trader norteamericano con base en Chicago, CME Group, realizó la primer operación de trading, de unas 5 mil toneladas (carbonato de litio equivalente) en base al precio de la agencia Fastmarkets, lo que parece haber acelerado la decisión del LME de lanzar el dilatado contrato formalmente.

De acuerdo a la información del LME, ellos “han trabajado en estrecha colaboración con la industria del litio para desarrollar un contrato que tendrá la longevidad para respaldar el sector de materiales de baterías en rápida expansión. Fastmarkets ha consultado extensamente con el mercado físico para desarrollar especificaciones claras que puedan utilizarse como base para las negociaciones contractuales.”

COMITÉ DE LITIO DE LA LME

La Bolsa de Metales de Londres ha establecido un organismo asesor con participantes clave de la industria, especialmente interesados en contar con una cotización que brinde transparencia y permita realizar pronósticos y presupuestos en el marco de la transición energética. Este organismo, denominado Comité de Litio de la LME, incluye actores de las finanzas, la producción primaria y de derivados y la industria automotriz:
Tianqi Lithium Corporation
BASF SE
Pilbara Minerals Limited
Chengdu Chemphys Chemical Industry Co. Ltd
Transamine Trading S.A.
Albemarle Corporation
Tesla, Inc.
Lithium Royalty Corporation
Jaguar Land Rover Limited
Toyota Tsusho Corporation
Northvolt AB
Goldman Sachs International
The London Metal Exchange

Fuente: LME

Entre los actores se cuentan 3 empresas con presencia en el triángulo sudamericano: Tianqi, en Salar de Atacama a través de su participación accionaria en SQM, Albermarle que opera en el mismo Salar y Toyota Tsusho que participa en la sociedad con Orocobre y JEMSE en el joint venture que opera el Salar de Olaroz en la Provincia de Jujuy.

La adopción por parte de la industria de este precio de referencia, si bien se basa en hidróxido de litio, servirá de referencia para fiscalizar las exportaciones de derivados en Argentina y Chile (principalmente carbonato de litio) que podrán, a su vez, mejorar los ingresos fiscales de la administración nacional y las administraciones provinciales si los precios de exportación convergen a los del mercado spot.

SOPORTE

Our new #lithium futures contract is now available to trade. Designed in close consultation with stakeholders from the industry, including Transamine Trading S.A, it brings transparency to the market and offers trading opportunities that support the green transition. Learn more > #sustainability #lithium
The London Metal Exchange has partnered with price reporting agency Fastmarkets to bring greater transparency to pricing for the lithium market. Continued adoption of reference pricing across the industry has paved the way for the launch of our LME lithium futures contract – LME Lithium Hydroxide CIF (Fastmarkets MB).
The new LME battery-grade hydroxide cash-settled futures contract allows stakeholders throughout the lithium supply chain – from the source to the end user – to mitigate against price volatility. Read more about the specifications of this contract below.
LME Lithium Hydroxide CIF (Fastmarkets MB) contract specification
We have worked closely with the lithium industry to develop a contract which will have the longevity to support the rapidly evolving battery materials sector. Fastmarkets has consulted extensively with the physical market to develop clear lithium specifications which can be used as the basis for contractual negotiations.
To discover more about Fastmarkets’ lithium pricing specifications, visit their methodology page.
The weekly midpoint prices for Fastmarkets MB’s key assessments for lithium hydroxide are published on this page each Friday.
LME LITHIUM COMMITTEE
We’ve established the LME Lithium Committee, which is an important advisory body including key participants from across the lithium industry. Find out more

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Nicolás Arceo: “Vaca Muerta implicaría US$ 37.500 millones adicionales al permitir el incremento de las exportaciones en un 70% durante las próximas tres décadas”

Arceo enfatizó en la necesidad de incrementar las exportaciones de hidrocarburos de la cuenca neuquina para sortear de la mejor manera el estancamiento económico y aprovechar los recursos disponibles de cara a la demanda global para tratar de superar la restricción externa. Las disposiciones internacionales en materia de transición energética ponen en el centro de la escena la discusión por la ventana de oportunidad para aprovechar los recursos hidrocarburíferos de Vaca Muerta y su potencial exportador. Al respecto, Nicolás Arceo, director de la consultora Economía y Energía, participó el jueves pasado del seminario “Energía, recursos naturales y desarrollo”, organizado por […]

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Una empresa australiana busca gas helio en Antofagasta

Se trata de CAMYEN que firmó un convenio para la búsqueda del mineral. Según estudios estaría la presencia del mineral en Catamarca. Guillermo Haddad, presidente de la empresa CAMYEN, se refirió a los proyectos mineros que están en ejecución. En este contexto señaló que se firmó un convenio con una empresa australiana que realizará la búsqueda de gas helio en Antofagasta de la Sierra. Además se refirió al avance de las negociaciones con la India. “Hemos firmado otro convenio con  una empresa australiana  para la búsqueda de helio. Se trata de un gas muy requerido a nivel mundial. Es por […]

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Mercedes Benz invierte US$ 54 millones en el marco de sus 70 años en el país

La fabricante de automóviles Mercedes Benz anunció inversiones por US $54 millones en el país en el marco de la celebración de sus 70 años de presencia en la Argentina. La compañía destinará los recursos a su red comercial, un nuevo centro de capacitación regional, y en el desarrollo de un motor para la Sprinter. A través de un comunicado, la empresa precisó que “la red comercial está realizando inversiones por US $25 millones en aperturas y remodelaciones de concesionarios en todo el país”. Además señaló que “está inaugurando un nuevo Centro de Capacitación Regional de última tecnología localizado en […]

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La producción argentina de gas por debajo de 2019: Se importaron 50 millones de m3 diarios adicionales en invierno

Esto obliga al Gobierno a un mayor gasto para financiar las importaciones, todavía el Plan Gas no ayuda del todo a socorrer esta situación que había sido lanzado para aumentarla. Julián Rojo, del Instituto Argentino de Energía General Mosconi (IAE), dijo que “La producción de gas venía cayendo desde mediados de 2019 de manera tendencial, y la pandemia aceleró la caída”. Además agregó “Hubo 16 meses de reducción interanual de la producción e YPF es la compañía que más redujo la extracción del fluido, mientras sólo dos empresas producen más que hace dos años”. Según Rojo, la situación obligó a […]

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Crisis climática encarece electricidad e impone cambios en Brasil

Placas fotovoltaicas en un hotel del sureño estado de Santa Catarina. Un ejemplo de la generación distribuida de electricidad que se expande fuertemente en Brasil la última década, gracias a una resolución de la agencia reguladora que estimula a los consumidores a autogenerar su electricidad, como parte del cambio de la matriz energética del país. Mientras el mundo en general busca renovar su matriz energética para mitigar el cambio climático, Brasil se ve forzado a hacerlo para adaptarse a la crisis climática que ya se instaló en el país debido a la escasez de lluvias. Será difícil evitar apagones, o […]

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Llaman a licitación para la construcción, remodelación y mantenimiento de la Ruta Nacional 141

Se trata de un de 140 km clave de la principal ruta que pasa por la Difunta Correa y conecta con La Rioja, la que será mejorada a partir del año que viene y servirá para dar mayor seguridad a la circulación del tránsito. Desde la seccional de Vialidad Nacional, a cargo de Jorge Deiana, confirmaron que en los últimos 3 meses del año llamarán a licitación para la realizar las mencionadas obras. La sección va desde la unión con la Ruta 20, donde se encuentra el control forestal de Caucete, San Juan, hasta el límite con la vecina provincia. […]

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Sáenz: “El gasoducto La Viña-Guachipas es una obra emblemática que beneficiará a vecinos y a la producción del Valle de Lerma”

Hoy se firmó el acta acuerdo para iniciar el proceso de construcción del gasoducto y la red de gas domiciliaria para más de 150 vecinos de Guachipas. Remsa convocará la licitación pública con una inversión superior a los $100 millones. Con la presencia del gobernador Gustavo Sáenz, el presidente de Remsa (Recursos Energéticos y Mineros Salta SA) Alberto Castillo firmó con el gerente general de Gasnor Gerardo Gómez y el gerente comercial Facundo Altea un acta acuerdo para construir el gasoducto La Viña – Guachipas y la red de gas domiciliario en Guachipas. “Hoy es un día especial porque comenzamos […]

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Harán un tercer carril para la autopista Rosario-Córdoba

Serían 17 kilómetros desde avenida Circunvalación hasta Roldán. A diferencia de la traza a Buenos Aires, aún no hay fecha para la licitación. Las mejoras en la autopista incluyen la iluminación en todo el recorrido y la pavimentación de colectoras. La Nación prometió importantes obras viales para la provincia de Santa Fe. Así lo aseguró el jefe de Vialidad en Santa Fe, Fabián Sánchez, quien anunció que entre ellas se encuentra la licitación de un tercer carril de la autopista. “Esta es una de las obras prioritarias, al igual que el tercer carril en la autopista de Rosario a Buenos […]

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Shell se compromete a invertir en Timi, su primera plataforma de boca de pozo en alta mar en Malasia que funciona con energía solar y eólicaShell se compromete a invertir en Timi, su primera plataforma de boca de pozo en alta mar en Malasia que funciona con energía solar y eólica

Sarawak Shell Berhad (SSB), una subsidiaria de Royal Dutch Shell plc, anunció que ha tomado una decisión final de inversión (FID) en el proyecto de desarrollo de gas Timi y, junto con sus socios PETRONAS Carigali Sdn Bhd y Brunei Energy Exploration, esperan para entregar esto a Malasia. El campo Timi está situado aproximadamente a 200 kilómetros (km) de la costa de Sarawak, en Malasia. El desarrollo de Timi cuenta con la primera plataforma de boca de pozo de SSB en Malasia que funciona con un sistema de energía renovable híbrida solar y eólica. Esta plataforma no tripulada es aproximadamente […]

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El Gobierno boliviano reinicia la operación de la Planta de Amoniaco y Urea

El Gobierno boliviano reinició este lunes las operaciones de la Planta de Amoniaco y Urea en el centro del país, tras 22 meses de estar paralizada por la crisis social y política de 2019 que generó un daño económico de 450 millones de dólares. El presidente de Bolivia, Luis Arce, participó en un acto junto al ministro de Hidrocarburos, Franklin Molina, el presidente de la estatal Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), Wilson Zelaya, y representantes de organizaciones sociales en la localidad de Bulo Bulo en la región central de Cochabamba, donde se encuentra la planta petroquímica. “El gran daño que […]

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Energía Solar en Chaco:

Se inauguró la primera Central Híbrida Solar-Térmica Off-Grid en Chaco. Solar Miron, en conjunto con el Subsecretaria de Energía de la provincia, desarrolló e inauguró una nueva Central Híbrida Solar-Térmica Off-Grid, destinada a abastecer de energía a más de 400 familias en Comandancia Frías, una localidad de la provincia de Chaco ubicada fuera del SADI (Sistema Argentino de Interconexión). El evento fue encabezado por el Gobernador de la provincia, Jorge Capitanich, acompañado por la Vicegobernadora, Analía Rach Quiroga, por el Ministro de Planificación, Economía e Infraestructura, Santiago Pérez Pons y por el Presidente de SECHEEP, Gastón Blanquet. “Se trata de […]

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Piden solucionar el cuello de botella para interconectar renovables en Oaxaca

Oaxaca continúa con la falta de construcción de nuevas infraestructuras en el Estado, puntualmente de líneas de transmisión y distribución que permitan “desahogar la energía del Istmo de Tehuantepec hacia el centro de la república”. 

Así lo manifestó Luis Alberto Calderón, presidente del Clúster de Energía de Oaxaca, durante una entrevista con Energía Estratégica, donde se trataron tanto las problemáticas energéticas del Estado como así también las oportunidades y proyectos que se están llevando a cabo. 

En cuanto al desarrollo de la utility scale, sostuvo que “el sistema eléctrico de transmisión para gran escala ya está saturado”. Y apuntó que se detuvo el proyecto para construir la red de transmisión, aunque aún sigue en planeamiento. 

“La línea de transmisión es medular, se necesita para proyectos de gran escala. Los recursos eólicos y solar están, se requiere de la infraestructura para que se desarrollen”, agregó. 

Y continuó: “Es uno de los proyectos en los que el Clúster de Energía busca incentivar y penetrar, en el proyecto del corredor interoceánico, donde se construirán diez parques industriales que requerirán energía eléctrica”.

Vale recordar que este proyecto de licitación ya estaba durante la administración pasada, pero a principios de 2019 se canceló la línea de transmisión de corriente directa, y según expresó el especialista, “hasta este momento no se ha retomado y se tiene que ver quién pagará por esa infraestructura”.

“El planteamiento hecho con la administración pasada era que la pagaría la Comisión Federal de Electricidad (CFE), pero hay mucho interés de los particulares en poder construirla”, explicó.

Además, Calderón comentó que ya hubo reuniones con la propia CFE y empresas interesadas, como por ejemplo Siemens, para dotar el equipamiento que se requiere para finalmente concretar esta obra que beneficiará al sector energético de Oaxaca.

E incluso esta no es la primera vez que desde el Clúster marcan esta problemática. En mayo del año pasado lanzaron un comunicado donde, entre varias declaraciones, enunciaron lo siguiente: 

“El corredor eólico del Istmo de Tehuantepec es el gran polo de desarrollo energético, con posicionamiento a nivel mundial, para la atracción de inversiones al estado, el hecho que se hayan cambiado las reglas del juego para las energías renovables y que no se invierta en el desarrollo de las redes de transmisión y distribución de energía pone en riesgo el desarrollo y crecimiento en el corto y medio plazo del Corredor Interoceánico y de la energía eólica en Oaxaca”.

Y si bien la falta de certeza jurídica en materia de permisos podría estirar este panorama, el presidente del Clúster fue optimista y afirmó que “no está detenido” y considera que “es una cuestión de tiempo”. 

La falta de líneas de transmisión limita el crecimiento energético de Sonora

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El atraso de los proyectos renovables generaría aumento en los precios en Colombia

La sequía que está azotando a diferentes países de Latinoamérica no ha llegado a Colombia. Más bien todo lo contrario. La hidroelectricidad de los últimos meses fue fundamental para que el país contara con energía eléctrica barata y abundante.

Según XM, los aportes hídricos cerraron el mes de julio con un promedio del 108.89% con respecto a la media mensual histórica.

Un reporte de la consultora Antuko asegura que durante la semana del 23 al 29 de agosto el precio spot promedio fue de 22,5 dólares por MWh, siendo un 38% más bajo que en 2020 y un 58% menor que los precios promedio semanales del 2019.

Durante esa semana, el 85% de la energía eléctrica consumida provino de centrales hidroeléctricas y el dato más saliente es que se exportó 10.755 MWh a Ecuador, 40 veces más de los 263 MWh exportados la semana anterior.

Para el año que viene no se prevén períodos de sequía. Y se especula con el ingreso en operaciones de Hidroituango, que a mediados del 2022 pondría en marcha una primera turbina de 300 MW, y una segunda unidad sobre noviembre, llegando a los 600 MW. Por lo que el escenario parecería muy bueno. Pero la realidad marca una tendencia contraria, con futuros subiendo.

Según registros de Derivex, durante sus subastas mensuales de coberturas de energía eléctrica han registrado valores cada vez más elevados. En la convocatoria de abril el precio mínimo ofertado para el 2022 se cotizaban a 233 pesos por kWh; en la de mayo a 236; en la de junio a 240; en la de julio a 238 pesos; y en la de agosto a 249,44 pesos.

“Me parece que la razón más grande por la que estamos viendo en el mercado de contratos una presión fuerte al alza en los años 2022 y 2023 tiene que ver con el retraso de los proyectos de la subasta de renovables del 2019”, advierte Alejandro Lucio, Director de Óptima Consultores, en diálogo con Energía Estratégica.

Los adjudicatarios de la subasta de energías renovables del 2019 firmaron contratos de abastecimiento (PPA, por sus siglas en inglés) por 15 años, donde se comprometían a venderle a los comercializadores unos 4,4 GWh/año a partir de enero del 2022, a precios promedio de 28 dólares por MWh (al tipo de cambio de ese año).

Sin embargo, es muy probable que de los 1.365 MW adjudicados, conformados por seis emprendimientos eólicos (por 1.077 MW) y tres solares (por 288 MW), los fotovoltaicos ingresen en operaciones primero, con fechas hacia el tercer trimestre del 2022.

“¿Qué implica eso? En la subasta resultaron adjudicatarios dos tipos de agentes: unos que ya están operando en el mercado local (el caso de AES y Celsia) y es muy probable que utilicen generación propia para respaldar el retraso de los contratos. Eso produce que haya menos oferta de cobertura en el mercado de contratos, porque utilizarán esa energía”, explica Lucio.

Y señala que, respecto a los nuevos agentes adjudicatarios, que no operan en Colombia (Trina Solar y EDPR), “están presionando con ofertas en el mercado porque necesitan cubrir sus riesgos al 2022 y 2023, o el plazo que sea que estén atrasados sus proyectos”.

“Entonces tienes menos ofertas en el mercado de contratos y más demanda; eso implica que los precios sean cada vez más altos para los años 2022 y 2023”, resume el analista y explica que estos casi 4,4 GWh/año adjudicados en la subasta representa entre el 8 al 10 por ciento de lo que contrata el mercado.

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360Energy condiciona sus proyectos a los plazos de habilitación comercial que disponga el gobierno

Las medidas que modifican términos en las prórrogas y multas del Programa RenovAr, así como las posibles disposiciones gubernamentales a futuro, siguen generando variedad de posturas dentro del sector renovable argentino.

Y en este caso, Energía Estratégica se contactó con Maximiliano Ivanissevich, director de Asuntos Corporativos y Capital Humano de 360Energy, para conocer cómo siguen los planes de la empresa sobre los proyectos que vieron adjudicados en las diferentes rondas de la licitación pública. 

“Si los nuevos plazos de habilitación comercial son lógicos y acordes a la realidad económica del país, la intención de 360Energy es ejecutar la mayor cantidad posibles de esos proyectos aún no construidos”, afirmó.

Es preciso recordar que la compañía fue adjudicada en cinco centrales fotovoltaicas durante la ronda 2 del Programa RenovAr, acumulando una capacidad total contratada de 126,85 MW entre los siguientes proyectos de dicha licitación:

Parque Solar Nonogasta II, de 20,04 MW en La Rioja.
Parque Solar Nonogasta IV, de 1 MW en La Rioja. 
Parque Solar Tinogasta II, con una potencia de 6,96 MW en Catamarca.
Parque Solar Tocota, de 72 MW de potencia contratada en la provincia de San Juan. 
Parque Solar Villa Dolores, de 26,85 MW en Córdoba.

De todos ellos y hasta el momento, 360Energy logró construir solamente el P.S. Tinogasta II, que se sumó a su portafolio ya en operación de las plantas solares de Cañada Honda (7 MW), Nonogasta (35 MW), Saujil (22,5 MW), Tinogasta I (15 MW) y Fiambala (11 MW).

Ante a dicha situación, y con la pregunta de cuál es la postura de la compañía frente a la Resolución 742/2021, Ivanissevich contestó que “aporta algo de ayuda, aunque quedó en evidencia que el esquema de penalidades decididas por la anterior administración para Programa RenovAr fue totalmente distorsivo, y no se respetaron principios elementales de un sistema lógico de penalidades que tuviese en cuenta los vaivenes de la economía argentina”.

Y ante las posibles medidas de un borrador que ha circulado en el sector, el especialista remarcó que si bien han tenido conocimiento de alguna versión oficial, entiende que “debería prorrogarse las fechas de habilitación comercial de manera que permita a los proyectos que no pudieron avanzar en su construcción por variables exógenas a ellos, tengan un plazo de ejecución razonable”. 

“En ningún caso debería exigirse una fecha de habilitación comercial antes de los 12 meses desde la fecha de emisión de una nueva eventual resolución”, agregó. 

Y continuó: “Para aquellos proyectos que decidan una eventual rescisión, la penalidad debería ser de una magnitud que permita a los desarrolladores enfrentar su pago y así evitar una catarata de arbitrajes que no le aportará nada positivo al sector de las energías renovables”.

De todos modos sostuvo la importancia de nuevamente colocar al sector en el camino del crecimiento y que “para ello hay que reformular las condiciones que han contribuido negativamente a cierto estancamiento del sector”. 

“Además, recordemos que al país le conviene que haya pluralidad de actores para evitar la concentración en pocos players y para ello hay que incentivar que las PyMEs argentinas puedan concretar las inversiones y no poner más obstáculos a la concreción de los proyectos aún no ejecutados”, concluyó.

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Se conoció el listado de empresas con inversiones PMGD en Chile

De acuerdo al último reporte de los PMGD del Coordinador Eléctrico Nacional, a julio de este año la capacidad instalada de estos proyectos de hasta 9 MW asciende a 1.532 MW.

De esa potencia, 1.048 MW (68% del padrón) corresponden a proyectos solares fotovoltaicos; 266 MW (17%) a térmicos fósil (principalmente motores diésel); 164 MW (11%) mini hidroeléctricos; y 54 MW (4%) a eólicos.

Fuente: Coordinador

En esa línea, según el boletín mensual de Generadoras de Chile, a julio de este año se registran 1.670 MW de potencia de proyectos en estado de puesta en servicio, es decir, pronto a ingresar en operaciones, entre los cuales 154 MW son PMGD: 116 MW fotovoltaicos; 28 MW mini hidroeléctricos; 4 MW eólicos; y 6 MW térmicos.

Fuente: Generadoras de Chile

Asimismo, el boletín informa que, de acuerdo a la Unidad de Acompañamiento de Proyectos (UAP), de la División de Desarrollo de Proyectos del Ministerio de Energía, a julio pasado se encuentran en construcción 6.625 MW (87 proyectos), de los cuales 95,8% corresponden a energías renovables, con el siguiente desglose respecto al total en construcción: 13,3% de centrales hidroeléctricas; 29,2% de centrales eólicas; 50,3% a centrales solares y 3,0% de otras renovables. Estas centrales representan una inversión total de 10.786 millones de dólares.

De esos 6.625 MW en obras, 242 MW corresponden a PMGD: 214 MW fotovoltaicos; 14 MW mini hidroeléctricos; 3 MW eólicos; y 11 MW térmicos.

En efecto, de sumarse los 154 MW de PMGD en estado de puesta en servicio y los 242 MW en construcción (que estarían operativos hacia el primer trimestre del 2022) a los 1.532 MW, se alcanzarían los 1.928 MW. Es decir que la potencia de PMGD aumentaría en un 25%.

Fuente: Generadoras de Chile

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Itasol avanza en la región con su portafolio de renovables y lo presentará en Latam Future Energy

Itasol, empresa epecista e integradora de proyectos del sector energético, ha participado en cerca de 500 MW en proyectos presentados a licitaciones de Latinoamérica. 

En Chile, una clave de esta empresa para impulsar unos 150 MW fue centrarse en una mayoría de proyectos PMGD. En Argentina, hizo lo propio con 20 MW. Y, en el gigante brasileño, ya avanzó con aproximadamente 300 MW, según cifras del primer semestre del 2021. 

Así como Itasol se expandió a distintos países de la región, ahora busca ampliar su pipeline de proyectos renovables con distintas fuentes de generación y almacenamiento. No sin olvidar el gran potencial solar que aún se puede aprovechar en la región. 

Para compartir más detalles de su estrategia, Nahuel Vinzia, Chief Operating Officer de Itasol, participará del próximo evento de Latam Future Energy. Se trata del Solar & Wind Virtual Summit. 

REGISTRO SIN COSTO

El panel de apertura se llevará a cabo el próximo miércoles 8 de septiembre a las 9:10 am (GMT-5) y ya despierta muchas expectativas por el tema que se abordará y los referentes de mercado que participan.  

Proyectos 2021: El rol de la energía solar en el portafolio de los grandes actores regionales

Alejandro Moreno–VP Americas Energy Group–Canadian Solar
Nahuel Vinzia-COO–ITASOL
Robert Peñaranda Loayza–Project Manager South America-Neoen
Pablo Otín–CEO-Powertis
Regina Ranieri–Experta en Energías Renovables

No se pierda los testimonios exclusivos del director de Operaciones de ITASOL y otros ejecutivos que asistirán al próximo evento de Latam Future Energy.

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Soltec presentará su última tecnología de trackers para parques fotovoltaicos en Latam Future Energy

Soltec es una compañía que ha invertido desde sus inicios en I+D. Al día de hoy, cuenta con casi 150 patentes activas.

Su trayectoria en el sector solar fotovoltaico instalando y desarrollando proyectos desde el 2004, les dotó la expertise para que en 2007 cree su primer seguidor. Se trató del tracker 10K5, un seguidor de doble eje que fue el puntapié para marcar la diferencia con sus productos.

¿Qué novedades traen hoy los algoritmos de trackers? ¿Cuánta eficiencia y competitividad ofrecen soluciones como el Diffuse Booster de Soltec? Son algunas de las preguntas que María Belén Megías, Sales Manager Latam de Soltec, responderá durante el próximo evento de Latam Future Energy. Se trata del Solar and Wind Virtual Summit.

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Panel: Nuevos desarrollos de los líderes tecnológicos en la industria solar fotovoltaica

Javier Jiménez–Head of Latam–Array
Oscar Aira Zunzunegui–VP de Ventas–Ecoppia
Leonardo Botti–Managing Director–Fimer
María Belén Megías–Sales Manager Latam–Soltec
Pablo Landa–Deputy General Manager–STI Norland

Además de la participación de Soltec en el panel de debate antes mencionado, otra de sus referentes ofrecerá una ponencia destacada con el detalle de todas las tecnologías y unidades de negocios que han desarrollado.

Mireia Jiménez Beltrán, Product Manager de Soltec, explicará principalmente los alcances de su SFOne un tracker estable que puede prescindir de amortiguadores, teniendo así un menor coste de mantenimiento. Brindando también mayores facilidades de instalación por su tecnología full-wirless, que requiere menos incas (5%) que otras ofertas del mercado.

¿Cómo se adapta la tecnología a los últimos retos del sector fotovoltaicos? Sobre este punto también se explayará la gerente de productos de Soltec, ya que no sólo industria está preparándose para módulos cada vez más grandes sino también a condiciones de vientos cada vez más adversas.

Responda a todas sus consultas sobre este tipo de productos el 8 y 9 de septiembre durante el Solar and Wind Virtual Summit.

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Nuevo reporte respalda la urgencia de acelerar la transición energética y la movilidad eléctrica

El Instituto de Política Energética de la Universidad de Chicago (EPIC) publicó los resultados de un nuevo Air Quality Life Index (AQLI) en este mes de septiembre. En el documento, se advierte que más de la mitad de los latinoamericanos respiran aire contaminado, afectando su salud y esperanza de vida.

Como ejemplo alarmante, se identificaron puntos críticos en países como Perú, Colombia, Bolivia y Brasil donde “las concentraciones de contaminación por partículas son de 2 a 3 veces mayores que las pautas de la Organización Mundial de la Salud (OMS)”.

La presencia de materia particulada 2.5 o PM2.5 fue especialmente investigada por el Instituto de Política Energética y las emisiones de vehículos a combustión fueron señaladas como las principales responsables de la mala calidad del aire en las principales ciudades de la región.

No obstante, esta problemática también afecta en zonas rurales donde muchos optan por combustibles sólidos domésticos ante la ausencia de redes de servicios públicos y alternativas sostenibles para satisfacer necesidades térmicas y eléctricas.

Sobre este tema se pronunció, Juan Carlos Villalonga, exdiputado argentino impulsor de leyes vinculadas a medidas de adaptación y mitigación al cambio climático, transición energética y movilidad sustentable.

“Una de las principales causas por la que es importante erradicar el uso de carbón y hacer llegar fuentes de energía limpias en las poblaciones más postergadas es para poder sacar del interior de las viviendas este tipo de calefacción o de cocción que produce muchos problemas de salud”.

Alrededor del mundo, aquello se ve potenciado por emisiones provenientes de plantas de energía, vehículos y fuentes industriales a partir de combustibles fósiles. Y el documento AQLI convierte aquellas concentraciones de contaminación del aire en su impacto en la esperanza de vida, traduciéndose por ejemplo, en 4,7 años menos en Lima (Perú); y 1,8 y 2,2 años en las ciudades colombianas de Bogotá y Medellín, respectivamente.

El aumento del material particulado es preocupante y, en conversación con Energía Estratégica, Juan Carlos Villalonga acusa que esto se debe a cuestiones que pueden cambiarse con decisión política.

“No se debe poner el acento sólo en las ciudades”, consideró.

Bajo la visión de que el Estado debe llegar a todos lados, señaló la urgencia de atender la necesidad del acceso universal a la energía eléctrica -mejor si es a través de fuentes limpias como eólica y solar-, para que todos cuenten con opciones de generación sostenibles con el medioambiente y adecuadas para la propia salud.

“En Argentina veo situaciones muy peligrosas. Santa Cruz tiene la costumbre de utilizar carbón mineral de Río Turbio y distribuirlo en barrios carenciados como un hecho de acción social. El carbón mineral es venenoso y con eso se calefacciona la gente”, denunció.

Y concluyó: “los gobiernos locales deben realizar un monitoreo en tiempo real de la contaminación para poder tomar medidas concretas y focalizadas para la mitigación del material particulado”.

“Y la cooperación regional pasa por apoyar esas tecnologías y promover el desplazamiento del motor a combustión junto a la electrificación y la transición energética”.

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IES: producción de Biocombustibles subió 11,7% interanual en el primer semestre 2021

La elaboración conjunta de biocombustibles (biodiésel y bioetanol) totalizó 1.173,2 miles de toneladas en el primer semestre de 2021,  con un alza productiva del 11,7 % respecto de 2020. El aumento se da respecto a una baja base de comparación en 2020, ya que el año pasado la elaboración de biodiésel y bioetanol fue afectada por la reducida demanda de las petroleras ante el derrumbe de las ventas de combustibles por el Covid-19. Los datos corresponden a un informe elaborado por Investigaciones Económicas Sectoriales (IES).

En el primer semestre de 2021, la producción de biodiésel totalizó 762,2 miles de toneladas, acumulado un aumento de 5,1 % respecto a 2020. Por su parte, la producción de bioetanol creció 26,5 % en el primer semestre de 2021 (411 mil toneladas), producto del aumento en la demanda de las petroleras, en línea con la mayor actividad económica por las menores restricciones a la movilidad.  La producción de bioetanol a base de maíz creció 16,7 %, mientras que la elaboración a base de caña registró un alza de 44,7 %.

Tras el derrumbe de 2020, en el primer semestre de 2021 las ventas internas de biocombustibles sumaron 643,3 miles de toneladas, una contracción acumulada de 16,8 % respecto a 2020.  Sin embargo, este resultado es dispar entre segmentos, ya que la baja se explica por la fuerte retracción en el consumo interno de biodiésel, mientras que las ventas internas de bioetanol se incrementaron en dicho período.

En el acumulado a junio de 2021, las ventas internas de biodiésel exhibieron una caída anual de 56,3 % respecto a 2020.  En el primer semestre de 2021, las ventas de bioetanol crecieron 26,5 %  totalizando 466,9 miles de toneladas. De este total, 245,7 miles de toneladas obedecen a ventas de etanol a base de maíz (25,1%), y 221,1 miles de toneladas provenientes a base de caña de azúcar (28,1%).  El aumento del consumo interno obedece a la mayor demanda de las petroleras por la mayor movilidad tras el fin del ASPO.

Por otra parte, el informe detalla que en el primer semestre de 2021 se exportaron US$ 636,3 millones en biodiésel, una expansión interanual de 191,6 %, mientras que se despacharon 578,5 miles de toneladas, un crecimiento anual de 116 % respecto del mismo período de 2020.

Entre enero y junio, las exportaciones ya superaron las ventas externas de todo 2020, mientras que en volúmenes equipararon las toneladas despachadas en 2020. Las exportaciones argentinas de bioetanol son marginales, ya que la producción se destina casi íntegramente al consumo interno. En el acumulado a junio, las exportaciones totalizaron US$ 3,6 millones, mientras que los volúmenes despachados alcanzaron las 12,9 miles de toneladas, un aumento de 660 % en valores y 800 % en cantidades con respecto a 2020.

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Energía fijó nuevos precios para el bioetanol y el biodiesel a partir de setiembre

La Secretaria de Energía de la Nación fijó nuevos precios para el bioetanol (a base de maíz y de caña de azúcar) a partir de setiembre, y también nuevos precios para el biodiesel para los meses de setiembre, octubre y noviembre.

A través de la resolución 852/2021 la cartera a cargo de Darío Martínez fijó en $ 59,350 por litro el precio de adquisición del bioetanol elaborado a base de caña de azúcar destinado a su mezcla obligatoria con nafta en el marco de lo dispuesto por la Ley 27.640 (marco regulatorio para Biocombustibles) , el cual regirá para las operaciones correspondientes al mes de septiembre de 2021, y tendrá vigencia hasta la publicación de un nuevo precio que lo reemplace.

En la  misma resolución se estableció también en $ 59,350 por litro el precio del bioetanol elaborado a base de maíz destinado a su mezcla obligatoria con nafta, aplicando el mismo criterio temporal de vigencia.

El plazo de pago del bioetanol elaborado a base de caña de azúcar y maíz no podrá exceder, en ningún caso, los treinta (30) días corridos a contar desde la fecha de la factura correspondiente, indica la R-852.

El artículo 4º de la norma citada establece que los precios del bioetanol elaborado a base de caña de azúcar y maíz serán actualizados mensualmente la Secretaría y publicados en su página web con la misma temporalidad, “de acuerdo a la variación porcentual del precio en el surtidor de las naftas comercializadas a través de las estaciones de servicio de propiedad de la empresa YPF en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires”.

Para ello “se considerará el promedio ponderado de las ventas de nafta Grado Dos (2) y Grado Tres (3) llevadas a cabo por YPF en los últimos doce (12) meses, conforme la información que proporcione la Dirección Nacional de Economía y Regulación de la Subsecretaría de Hidrocarburos” de dicha Secretaría.

“Habida cuenta que aún se encuentra en análisis la metodología de cálculo de los precios del bioetanol elaborado a base de caña de azúcar y de maíz destinado al mercado interno en su mezcla obligatoria con las naftas, resulta necesario establecer los parámetros en base a los cuales se llevará a cabo transitoriamente la actualización mensual de aquellos, los cuales han sido propuestos por las entidades que nuclean a las empresas elaboradoras de bioetanol del sector en presentaciones efectuadas ante esta Secretaría”, explica la R-852.

Por otra parte, la resolución 853/2021 de Energía fijó los siguientes precios de adquisición del biodiesel destinado a su mezcla obligatoria con gasoil en el marco de lo dispuesto por la Ley 27.640:

a) Pesos 122.453 por tonelada para las operaciones a llevarse a cabo en el mes de septiembre de 2021;

b) Pesos 124.900 por tonelada para las operaciones a llevarse a cabo en el mes de octubre;

c) Pesos 127.400 por tonelada para las operaciones a llevarse a cabo en noviembre de 2021.

También en este caso el  plazo de pago del biodiesel no podrá exceder, en ningún caso, los 30 días corridos a contar desde la fecha de la factura correspondiente.

Con la entrada en vigencia de la ley 27.640 quedaron sin efecto todas las disposiciones establecidas en las Leyes  23.287, 26.093 y 26.334, junto con la normativa reglamentaria respectiva, entre las cuales se encontraban las vinculadas con los precios de adquisición de los biocombustibles destinados a la mezcla obligatoria con combustibles fósiles.

En ejercicio de las funciones establecidas por la Ley Marco, Energía fijó los precios de adquisición del biodiesel destinado a la mezcla con gasoil para el abastecimiento del mercado interno durante los meses antes detallados, “mientras se concluye el análisis de la metodología de cálculo pertinente”, señala la R-853.

También puntualiza que “el establecimiento de los citados precios del biodiesel ha sido consensuado con las entidades que nuclean a las empresas elaboradoras del sector, de acuerdo con las presentaciones efectuadas por dichas entidades ante esta Secretaría”.

   

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A raíz del fuerte aumento de los precios de la energía, Europa registró en agosto la mayor inflación en 10 años

La zona euro registró en agosto una inflación anual del 3%, según el reporte preliminar de Eurostat, la agencia de estadística de la Unión Europea. Es el dato de inflación anual más alto desde noviembre de 2011 y el sector de energía fue el componente que registró el mayor salto, con un incremento del 15,4% anual.

El salto de precios en el mercado spot de la electricidad y del gas natural preocupa a los gobiernos de los países de la zona euro y el Reino Unido debido a que las cifras ya están impactando en las facturas de los hogares, comercios e industrias.

Los altos precios de la energía en Europa se condicen con una mayor demanda impulsada por la reactivación económica y las altas temperaturas en el verano europeo. No obstante, hay dos factores que están incidiendo con fuerza sobre estos precios: el impuesto europeo a las emisiones de carbono y una oferta de gas más limitada.

Además de la energía, en el último año los precios del alcohol, los alimentos y el tabaco subieron un 2% y los productos industriales aumentaron un 2,7%. La inflación núcleo se duplicó hasta el 1,6%, alcanzando su nivel más alto desde 2012. Estonia, Lituania y Bélgica registraron los mayores aumentos de precios.

Energía cara

El Banco Central Europeo, que fija un objetivo de inflación anual del 2%, considera que el aumento en los precios al consumidor se debe a efectos puntuales relacionados con la pandemia y la recuperación económica. «Si la inflación y la economía se recuperan, lógicamente habrá una normalización gradual de la política monetaria y también de la política fiscal», dijo el vicepresidente del BCE, Luis de Guindos.

En la mañana del lunes, el precio del gas en el principal mercado de referencia en Europa, el Dutch TTF, tocó los 53 euros por megavatio/hora (MWh), unos € 18 por millón de BTU, el precio más alto en la historia de este mercado. El Dutch TTF viene escalando desde principios de año, pasando de la zona de los € 10 MWh a la zona de los € 40 MWh en el último mes. En los mercados spot de la energía eléctrica también se vienen registrando precios altos cercanos e incluso muy por encima de los € 100 MWh en los últimos dos meses.

España y Portugal son los países más afectados, con precios récord históricos en el mercado ibérico eléctrico. La semana pasada, el mercado español batió su precio histórico durante cuatro jornadas consecutivas, promediando unos € 140,23 MWh. En el Reino Unido, el precio promedio de la energía cerró ayer en € 219 MWh, el más alto en su historia.

El mayor temor es que el encarecimiento de la energía termine por afectar la recuperación económica. Céntrica, la compañía propietaria de British Gas, advirtió que, debido a una crisis de suministro global, las industrias con uso intensivo de la energía podrían verse obligadas a frenar su actividad en el invierno, ya sea por falta de combustible o precios altos.

Límite de emisiones de carbono

En la Unión Europea, las industrias y los generadores de energía tienen un límite de emisiones de carbono. Existe un mercado en el que las empresas venden y compran derechos de emisión de CO2 según sus necesidades. Por ejemplo, las industrias que contaminan por encima del límite necesitan comprar más derechos de emisión para estar en regla.

En los últimos doce meses, el precio de esos derechos, medido en euros por tonelada de carbono, se duplicó, cotizando ya en la zona de los 60 euros por tonelada. Este lunes, la tonelada tocó un precio de 63 euros, un nuevo récord histórico. Estos precios inciden en la estructura de costos de las usinas eléctricas a gas natural y carbón, y se terminan trasladando a los precios mayoristas, encareciendo considerablemente el MWh.

Lejos de bajar, se espera que el precio de la tonelada de CO2 o “impuesto al carbono” siga escalando. La Comisión Europea entiende que los precios al carbono son la principal herramienta para encarecer los combustibles fósiles y favorecer los precios y el desarrollo de otras alternativas energéticas como la producción de hidrógeno verde para cumplir con la meta europea de reducción de las emisiones en un 55% para el 2030.

Menor generación eólica

Europa también viene registrando problemas para abastecerse de gas natural. Los reservorios de gas están en niveles bajos, debido a la alta demanda de gas en el último invierno. También hay un menor flujo de fluido desde Rusia. A esto hay que sumar la demanda asiática de GNL, que ha dificultado la provisión europea para sus usinas termoeléctricas durante el verano.

La provisión de gas desde Rusia es seguida con particular atención en los mercados europeos, con el ojo puesto en el próximo invierno. El ministro de Energía de Rusia, Nikolay Shulginov, afirmó que buscan llenar sus almacenes y reservorios de gas de cara al invierno, una operación que podría demorar dos meses y que genera nuevas dudas en Europa sobre la provisión de gas ruso.

Otro factor que también complica los precios es la disminución en la velocidad de los vientos. Este es uno de los peores años de producción eólica en Europa desde que se tienen registros, a tal punto que Ørsted, la principal compañía desarrolladora de parques eólicos offshore del mundo, registró una ganancia neta menor en la primera mitad de año debido a los vientos menos veloces. La situación con la variabilidad del viento es tal que este lunes el operador de la red británica pagó £ 4950 MWh a una usina termoeléctrica para entrar en operación de forma inmediata debido a una baja abrupta en la generación eólica.

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La petroquímica registró menos ventas locales pero más exportaciones

Las PyMIQ alcanzaron en julio un crecimiento en sus tres variables: 3% en producción, 9% en las ventas locales y el 18% en exportaciones, con respecto al mes anterior

Elaborado por la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®), el informe mensual con el panorama sectorial destaca que durante julio del 2021 la producción del sector cayó un 16% intermensual, debido a paradas de planta programadas en algunos casos y stock suficiente en otros, considerando también que, en casos particulares, durante el mes anterior, se produjo más volumen de lo normal para cubrir demandas excepcionales.

La variación interanual para la producción cae con el mismo valor, teniendo en cuenta que en julio de 2020 hubo incrementos de producción, para normalizar los stocks que habían caído en meses anteriores producto de las restricciones por la pandemia. Por su parte, la variación acumulada cae un 2%. Los productos finales agroquímicos son los que más influyeron en las caídas mencionadas.

El informe confeccionado por la CIQyP® indica que las ventas locales disminuyeron un 9% respecto a junio de 2021 debido a la menor producción y a la menor demanda de algunos productos, siendo los productos finales agroquímicos el subsector más influyente. A su vez, se incrementaron un 3% interanual, acumulando un aumento del 25%, producto del aumento de precios de los productos y el aumento del dólar, con los productos finales termoplásticos y los productos intermedios como los subsectores que más favorecieron estos incrementos.

Con respecto a las exportaciones, se observan crecimientos en las tres variables mencionadas, producto de los mayores volúmenes vendidos y el aumento de precios informados por las empresas, siendo los productos finales termoplásticos quienes han contribuido al mayor ingreso de divisas. La variación intermensual creció un 10%, la interanual un 81% y el acumulado, un 22%.

Durante julio de 2021 la balanza comercial de los productos del sector durante julio de 2021 alcanzó un déficit de 666 millones de dólares, 43% menor al mismo mes del año anterior, con variaciones positivas del 34% en las importaciones y del 28% en las exportaciones.

Por su parte, la capacidad instalada del sector durante julio tuvo un uso promedio del 66% para los productos básicos e intermedios y del 65% para los productos petroquímicos.

La reseña elaborada por la CIQyP® señala que las PyMIQ (Pequeña y Mediana Industria Química), muestran una recuperación tanto en producción como en ventas, alcanzando un crecimiento respecto al mes anterior del 3% en producción, del 9% en las ventas locales y del 18% en el mercado externo.

En conclusión, las ventas totales (mercado local + exportaciones) de los productos comunicados por las empresas participantes del informe, durante julio de 2021, alcanzan los 323 millones de dólares, acumulando un total de USD 2135 millones en los primeros siete meses del año.

Con respecto a los resultados que presentan el informe mensual, Jorge de Zavaleta, director ejecutivo de la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®), enfatizó que “el sector se encuentra en línea con la situación general de la industria, con un uso medio de la capacidad instalada, con una producción y ventas que no logran salir de la zona negativa, a excepción de algunos subsectores en particular. La industria en general se encuentra en un sube y baja, tanto por la situación económica como por la continuidad de la pandemia del Covid19”.

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Colocan el último tubo del gasoducto Nord Stream 2

El consorcio que construye el gasoducto Nord Stream 2, que suministrará gas ruso a la Unión Europea (UE) sin pasar por Ucrania, anunció este lunes la colocación del último tramo de la infraestructura.

El tubo número 200.858 fue transportado por la barcaza «Fortuna» y será colocado en el lecho marino en aguas alemanas, precisó el consorcio germano-ruso en un comunicado, en el que indicó que luego será conectado con la parte del gasoducto que lo enlaza con Dinamarca.

El consorcio Nord Stream 2 indicó que el objetivo sigue siendo la puesta en servicio de la infraestructura, que tiene unos 1.230 kilómetros de longitud y capacidad para transportar hasta 55.000 millones de metros cúbicos de gas anuales, «antes de final de año».

«Nord Stream 2 contribuirá a satisfacer las necesidades a largo plazo del mercado energético europeo para las importaciones de gas, mejorando la seguridad y fiabilidad del suministro y proporcionando gas en condiciones económicas razonables», defendió el consorcio.

El anuncio de la conclusión de la infraestructura gasista llega dos semanas después de que Berlín revelara, por medio de la canciller alemana, Angela Merkel, que podrá imponer nuevas sanciones a Rusia si utiliza el gasoducto como «un arma».

«Nos tomamos muy en serio las preocupaciones de Ucrania, y hablé de ellas en Moscú con el presidente ruso, Vladímir Putin«, dijo Merkel en una conferencia de prensa conjunta con el presidente ucraniano, Volodimir Zelenski, el pasado 22 de agosto.

Hace unos meses, Estados Unidos aportó de hecho la autorización a la finalización del gasoducto tras renunciar a sancionar a las empresas que participaron en su construcción, tras las críticas formuladas por Washington en el pasado.

En julio, las autoridades estadounidenses y alemanas emitieron una declaración conjunta en la que aseguraron que destinarán unos 1.000 millones de euros en apoyo de la transición de Ucrania a fuentes de energía «verdes» una vez que el Nord Stream 2 entre en funcionamiento, ya que ese país sufrirá graves perjuicios económicos por el gasoducto.

Merkel declaró durante su reciente visita de despedida al Kremlin antes de dejar la Cancillería que el gasoducto «no es un proyecto bilateral ruso-alemán, sino un proyecto de alcance europeo, porque en él también participan empresas de otros países».

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Pemex reestructurá su deuda de casi US$ 120.000 millones

El presidente de México, Andrés Manuel López Obrador, ha anunciado este lunes que la petrolera estatal Pemex ha iniciado un proceso de reestructuración de deuda que asciende a casi US$ 120.000 millones.

El mandatario, sin ofrecer más detalles sobre el plan para reestructurar la deuda de la compañía, ha reiterado su posición de apoyar a Pemex y ha afirmado que la empresa no está a la deriva, ya que su deuda es soberana y en ese sentido no se le debe tratar igual que en sexenios anteriores, cuando, según él, se trató a la estatal igual que a empresas como Shell e Iberdrola.

«Pemex es de los mexicanos y la deuda de Pemex es deuda soberana, es deuda del Gobierno, es deuda de Hacienda. Entonces, no es posible que se lleve a cabo un deslinde y que diga, allá Pemex, a ver cómo le va, nada más ordeñamos a Pemex, porque así lo hicieron, Hacienda le sacaba recursos y no apoyaba con inversiones, entonces eso ya se terminó», ha reprochado el mandatario durante la mañana de hoy.

A cierre de junio de este año, la deuda financiera total de la empresa aumentó un 0,9% en comparación con el cierre de 2020, hasta los 2,27 billones de pesos (cerca de US$ 120.000 millones ).

López Obrador ha dicho que la reestructuración de deuda va a ayudar a las tasas de interés que se cobran a Pemex que están por encima de las que paga el Gobierno por la deuda soberana.

De su parte, el presidente ha indicado que en 2021 la economía azteca crecerá un 6% con respecto al año anterior y hacia 2024 se producirá un crecimiento promedio anual del 5%.

«Todos los pronósticos mencionan que vamos a crecer alrededor del 6%. Yo estoy pensando que hasta el 2024 vamos a crecer un 5% anual en promedio, de modo que va a haber crecimiento», ha explicado.

López Obrador ha subrayado que la firma del tratado de libre comercio entre México, Estados Unidos y Canadá (T-MEC) ofrece un panorama favorecedor a México, además, ha resaltado que el país tiene una situación especial y excepcional porque tiene garantizado el mercado «más importante del mundo», que es Estados Unidos.

«Fue realmente un logro haber alcanzado que se volviera a firmar el tratado, eso al paso del tiempo se va a ir internalizando más, pero ya se está viendo, está creciendo la inversión extranjera directa, está creciendo el número de empresas que se están instalando, la creación de empleos, ahí hay todo un potencial», añadió.

Por otra parte, el presidente ha confirmado que a México han llegado los 12.500 millones de dólares (10.534 millones de euros) correspondientes de los Derechos Especiales de Giro (DEG) del Fondo Monetario Internacional (FMI), los cuales corresponden a la Hacienda Pública del país.

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Con el nuevo aumento autorizado por el Gobierno, los biocombustibles ya cuestan el doble que las naftas y el gasoil en el surtidor

La Secretaría de Energía autorizó un nuevo incremento en el precio regulado de los biocombustibles, que llegaron a niveles máximos históricos medidos en dólares. El bioetanol, que se mezcla con las naftas, subió 6,6%, mientras que el biodiesel trepó 9,3% para su mezcla con el gasoil. Con este aumento, el biodiesel y bioetanol pasaron a costar en dólares el doble que las naftas y el gasoil en los surtidores de todo el país. En los hechos, el precio de los biocombustibles llegó al valor de 1080 dólares por metro cúbico (US$/m3), cuando el precio neto en surtidor es de 550 US$/m3, en base a datos de la Secretaría de Energía. Se trata del precio promedio del biodiesel elaborado por empresas grandes a pymes desde el año 2012 y que a partir del 2018 se transformó en precio único para este producto.

De todos modos, este incremento del biodiesel y el etanol, que se elaboran a base de caña de azúcar, maíz y soja, no tendrían un impacto en las pizarras de las estaciones de servicio. Se desprende que YPF, la empresa controlada por el Estado, no aumentará los combustibles en los días previos a las elecciones primarias del próximo domingo. En rigor, por el momento el incremento de los llamados combustibles verdes será absorbido por las petroleras, que tienen que adquirir el producto para luego realizar la mezcla.

Desde enero hasta agosto, la tonelada de biodiesel aumentó casi 60%, mientras que el litro de bioetanol de caña y de maíz subió 36,4%. Pese a esto, las empresas del sector reclamaron durante todo 2021 la actualización de precios, incluso con plantas frenadas. Por su parte, los combustibles tuvieron un aumento en este año (el último fue en mayo) de 27%.

Resoluciones

Tal como adelantó EconoJournal el viernes pasado, la Secretaría de Energía a cargo de Darío Martínez autorizó un nuevo incremento del bioetanol y el biodiesel mediante las resoluciones 852 y 853, respectivamente. Por ley, ambos productos se mezclan obligatoriamente con las naftas y el gasoil. Así, la tonelada de biodiesel pasó de 112.000 pesos a 122.453 pesos (9,3%) para septiembre.

El gobierno fijó un sendero de aumento de precios trimestral que continúa con un 2% para octubre, donde la tonelada de biodiesel costará 124.900 pesos, y 2% en noviembre con una tonelada que llegará a 127.400 pesos. Por su parte, el precio del bioetanol de caña y de maíz saltó de 55,66 pesos a 59,35 pesos por litro, marcando una suba de 6,6%.

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Por qué la Corte Suprema falló en contra de Axion en la polémica por el cobro de las tasas municipales

La Corte Suprema de Justicia falló a fines de la semana pasada a favor del Municipio de Quilmes en una demanda referida al cobro de tasas municipales que había iniciado la petrolera Esso en 2002 y luego continuó Axion cuando absorbió sus activos. La empresa había cuestionado el modo en el que se calculó la tasa de Inspección, Seguridad e Higiene sobre una base imponible que alcanzaba a los ingresos devengados en otros municipios de la Provincia de Buenos Aires en los que no tenía establecimientos habilitados, pero sí ejercía actividad; denunció la inconstitucionalidad del artículo 35 del Convenio Bilateral que habilitó ese cobro; y le apuntó a la desproporcionalidad entre el monto de la tasa y el costo del servicio prestado. Sin embargo, el máximo tribunal respaldó el accionar municipal con la firma de los jueces Juan Carlos Maqueda y Horacio Rosatti, y los votos concurrentes de los magistrados Ricardo Lorenzetti y Elena Highton de Nolasco.

Si bien el fallo refiere exclusivamente a la tasa de Inspección, Seguridad e Higiene por parte del Municipio de Quilmes, constituye un firme respaldo a cualquier tipo de tasa que decidan cobrar los municipios, siempre y cuando cumplan con una serie de pautas explicitadas al final del fallo.  

El camino hacia la Corte Suprema

La petrolera Esso (en la actualidad Axion Energy Argentina, propiedad de Pan American Energy S.A.) demandó al Municipio de Quilmes para que deje sin efecto una resolución del 19 de diciembre de 2002 mediante la cual el Ejecutivo Municipal había desestimado un recurso contra una intimación de pago en concepto de un remanente adeudado por la Tasa de Inspección, Seguridad e Higiene.

La petrolera sostuvo que había liquidado y pagado esa tasa tomando como base imponible únicamente los ingresos brutos devengados en el Municipio de Quilmes. Es decir, explicó que la liquidación de 210.136 pesos que había desembolsado cubría íntegramente los costos por los servicios prestados por la municipalidad en dos estaciones de servicio ubicadas en su jurisdicción. La empresa aseguró que su liquidación incluso fue calculada en demasía porque tuvo en cuenta ingresos originados en otras diez estaciones de servicio ubicadas en Quilmes, pero explotadas por operadores independientes de Esso.

Lo que cuestionó la petrolera fue que el municipio pretendiera cobrarle la tasa de Inspección, Seguridad e Higiene sobre una base imponible que alcanzaba a los ingresos devengados en otros municipios de la Provincia de Buenos Aires en los que Esso no tenía establecimientos habilitados. En ese momento la petrolera tenía 30 locales en 30 municipios y ejercía actividad en 114 de los 135 municipios de la provincia de Buenos Aires. Lo que hizo entonces el municipio de Quilmes, en aplicación del artículo 35 del Convenio Multilateral, fue distribuir la base provincial entre los 30 municipios donde Esso contaba con local, incluyendo los ingresos ahí generados y los generados en los 84 municipios donde ejercía actividad pero no tenía local.

La empresa remarcó que no se daban las condiciones para la aplicación del artículo 35 del Convenio Bilateral sobre el que Quilmes basó ese cobro porque no es aplicable a tasas que deben retribuir la prestación de un servicio público individualizado y guardar proporcionalidad con el costo del servicio público efectivamente prestado como contrapartida por la comuna.

A partir de esta argumentación, remarcó que resultaba inadmisible determinar la tasa por una circunstancia ajena a la prestación misma del servicio como lo sería calcular su base tomando en cuenta los ingresos devengados por Esso en un territorio ajeno a esa municipalidad.

La demanda llegó a la Corte Suprema de la Provincia de Buenos Aires quien falló en contra de la petrolera. Axion Energy, quien actualmente controla los activos que eran de Esso, dedujo recurso extraordinario federal contra esa sentencia, el cual fue denegado, y entonces interpuso un recurso en queja directamente ante la Corte Suprema de Justicia de la Nación.

Una vez arribada la causa a la Corte Nacional, el tribunal convocó a una audiencia pública informativa que se celebró el 6 de junio de 2019 con la participación de las partes, terceros interesados y Amigos del Tribunal. Allí expusieron a favor de Axion la Unión Industrial Argentina, la Coordinadora de las Industrias de Productos Alimenticios (Copal), la Confederación Argentina de la Mediana Empresa (CAME), la Unión Industrial de la Provincia de Buenos Aires y otras entidades empresarias, mientras que el municipio de Quilmes contó con el respaldo de numerosas intendencias bonaerenses de distintos colores políticos.

De hecho, el intendente de Vicente López, Jorge Macri, expuso ante el tribunal en apoyo al modo en que Quilmes aplicó la tasa y luego lo hicieron los abogados Antonio María Hernández y Germán Krivocapich en representación de otros 39 municipios de la provincia: San isidro, Lomas de Zamora, Hurlingham, Lanús, Morón, Ituzaingo, Almirante Brown, Tres de Febrero, La Plata, Pilar, Florencio Varela, San Miguel, Pigué, Campana, Cañuelas, Azul, Bahía Blanca, Balcarce, Baradero, Carlos Tejedor, Coronel Suarez, General Arenales, General Lavalle, General Rodríguez, General Villegas, Junín, Lezama, Lincoln, Lobos, Partido de la Costa, Maipú, Mar Chiquita, Olavarría, Pergamino, Pinamar, Rivadavia, Rojas, Saladillo y Trenque Lauquen. También expuso el intendente Fernando Gray en representación del Municipio de Esteban Echeverría y Roberto Feletti en nombre de la Federación Argentina de Municipios.

Los argumentos ante la Corte Suprema

Axion planteó tres objeciones ante la Corte Suprema de Justicia:

Cuestionamiento a la base imponible de la tasa. La municipalidad considero que debía agregarse a la base imponible de la tasa el coeficiente atribuible a los demás municipios de la provincia donde Axion ejerce actividad, y por ende tiene base atribuible, pero no tiene establecimientos. Para avanzar en esa dirección se basó en la aplicación del tercer párrafo del artículo 35 del Convenio Multilateral de 1977. En respuesta, Axion sostuvo que ese artículo 35 del Convenio Multilateral no puede ser entendido como la autorización para que una municipalidad pueda “gravar hechos imponibles ocurridos fuera de sus límites geográficos”. Alegó que el tema constituye una cuestión federal que ya había sido resuelta por la Corte Suprema de manera favorable a su pretensión en el expediente caratulado “YPF contra Municipalidad de Concepción del Uruguay”, que tuvo sentencia en 2006; y contradice la jurisprudencia de ese mismo tribunal en la causa “Helicópteros Marinos S.A. contra Tierra del Fuego”, sentencia de junio de 2010, la cual estableció la necesaria existencia de “un punto de conexión” entre las actividades desarrolladas y la jurisdicción que las grava.Proporcionalidad de la tasa. Axion denunció que la postura adoptada por el Municipio de Quilmes confronta con los parámetros constitucionales estructurados por la Corte Suprema, que no solo exigen la prestación efectiva del servicio, a cambio del cobro de una determinada tasa municipal, sino también la proporcionalidad entre el monto de esa tasa y el costo del servicio prestado, situación que en este caso no se corroboraría.Inconstitucionalidad del Convenio Multilateral. La petrolera planteó que el artículo 35 del Convenio Multilateral resulta inconstitucional al afirmar que la interpretación según la cual “el citado acuerdo autoriza a la apropiación de ingresos foráneos al municipio (…) resultaría contraria al principio de razonabilidad (art. 28 de la Constitución Nacional)”.

La respuesta de la Corte Suprema

1) La Corte desestimó por “manifiestamente infundada” la afirmación de que la interpretación del Convenio Multilateral constituye una cuestión federal, pues sostiene que al fallar en la causa “Papel Misionero SAIFC” reinstauró el tradicional entendimiento según el cual el Convenio Multilateral forma parte del derecho público local ya que es “un régimen contractual entre los estados provinciales y la ciudad de Buenos Aires con arreglo al cual se distribuye la base imponible en el impuesto sobre los ingresos brutos entre las distintas jurisdicciones”. A raíz de ello, la Corte recordó que “divergencias sobre la interpretación de normas de derecho público local –como lo es el Convenio Multilateral- deben ser ventiladas ante los jueces locales.

Con respecto al cuestionamiento sobre la supuesta arbitrariedad en el cobro de la tasa, el máximo tribunal sostuvo que “ninguno de los pronunciamientos en los que se fundamenta la arbitrariedad resultan aplicables a este caso”. Para justificar su afirmación citó textual el artículo 35 del Convenio Multilateral:

“En el caso de actividades objeto del presente Convenio, las municipalidades, comunas y otros entes locales similares de las jurisdicciones adheridas, podrán gravar en concepto de impuestos, tasas, derechos de inspección o cualquier otro tributo cuya aplicación les sea permitida por las leyes locales  sobre los comercios, industrias o actividades ejercidas en el respectivo ámbito jurisdiccional, únicamente la parte de ingresos brutos atribuibles a dichos fiscos adheridos, como resultado de la aplicación de las normas del presente Convenio. La distribución de dicho monto imponible entre las jurisdicciones citadas, se hará con arreglo a las disposiciones previstas en este Convenio, si no existiere un acuerdo interjurisdiccional que reemplace la citada distribución en cada jurisdicción provincial adherida. Cuando las normas legales vigentes en las municipalidades, comunas y otros entes locales similares de las jurisdicciones adheridas sólo permitan la percepción de los tributos en aquellos casos en que exista local, establecimiento u oficina donde se desarrolle la actividad gravada, las jurisdicciones referidas en las que el contribuyente posea la correspondiente habilitación, podrán gravar en conjunto el ciento por ciento (100%) del monto imponible atribuible al fisco provincial…”.

Con respecto a los fallos citados por Axion, la Corte respondió que en el caso “YPF contra Municipalidad de Concepción del Uruguay”, lo que hizo fue declarar arbitraria una sentencia en la cual la Cámara Federal de Apelaciones de Paraná había admitido que la Municipalidad de Concepción del Uruguay exigiera una tasa de higiene sobre el 100% de los ingresos provinciales con fundamento en que el contribuyente había omitido probar debidamente el pago efectuado por tasas similares a otras municipalidades de la Provincia de Entre Ríos. “La solución dada por esta Corte al caso se limitó a invalidar esa lectura, lo cual -como puede advertirse sin dificultad- constituye un supuesto evidentemente distinto al presente, el cual no trata de las consecuencias que emergen de la posibilidad de un contribuyente de demostrar el pago de una tasa similar en otras localidades de la misma provincia. Es así que del precedente citado no es dable concluir -como lo hace el dictamen de la Procuración en el párrafo 7° de su apartado III- que su doctrina consiste en que el Convenio `no prevé la posibilidad de acrecentamiento (…) como consecuencia (…) de ausencia de local o establecimiento` en otro u otros  municipios”.

En cuanto al segundo fallo invocado por Axion, “Helicópteros Marinos S.A. c/ Tierra del Fuego”, la Corte señaló que tanto los hechos –referidos al alcance de la jurisdicción tributaria de la Provincia de Tierra del Fuego sobre el mar territorial adyacente a sus costas- como la solución dada por el Tribunal –el rechazo de esa pretensión frente a la inexistencia de un «punto de conexión» entre el territorio provincial y la porción de actividad realizada a extramuros de sus límites- “en nada se relacionan con el mecanismo previsto en el artículo 35 del Convenio Multilateral, cuya finalidad es evitar la superposición tributaria respecto de aquellos contribuyentes que ejercen actividades en más de una jurisdicción fiscal”.

2) Con respecto a la supuesta falta de proporcionalidad, la Corte responde, en el fallo que lleva las firmas de Maqueda y Rosatti, que “cuadra destacar que en su recurso extraordinario la apelante no ha aportado argumentos tendientes a demostrar en concreto la irrazonabilidad o desproporción del tributo”.

3) En lo que respecta a la supuesta inconstitucionalidad del tercer párrafo del artículo 35 del Convenio Multilateral, la Corte asegura que el alegato “carece de sustento fáctico y jurídico consistente, sin ninguna referencia que conecte los hechos de la causa a las normas constitucionales invocadas; el simple cotejo del planteo subsidiario de inconstitucionalidad esbozado a fs. 241/242 del remedio federal denota la insuficiencia argumentativa de la actora (Axion), lo cual conduce a su irremediable desestimación”.

La conclusión del fallo

Luego de responder a las objeciones de la petrolera, la Corte se encargó, a través del voto Maqueda-Rosatti, de fijar los lineamientos a los que se encuentran sujetas las tasas municipales. En tal sentido, sostuvo que la atribución de los municipios para crear una tasa, se encuentra sujeta a las siguientes pautas:

a) la definición clara y precisa del hecho imponible y la individualización de los servicios o actividades que se ofrecen;

b) la organización y puesta a disposición del servicio al contribuyente, pues de lo contrario el cobro carecería de causa importando un agravio al derecho de propiedad; y

c) la adecuada y precisa cuantificación del tributo (base imponible, alícuota, exenciones y deducciones), debiendo para ello la autoridad fiscal ponderar prudencialmente, entre otros parámetros, el costo global del servicio o actividad concernido y la capacidad contributiva.

A continuación agregó “no existen reparos de índole constitucional para recurrir a los ingresos brutos del contribuyente como indicador de capacidad contributiva y factor para el cálculo de la base imponible de un tributo como el considerado en autos, en tanto ello no derive en resultados irrazonables, desproporcionados y disociados de las prestaciones directas e indirectas que afronta el municipio para organizar y poner a disposición el servicio”.

Finalmente, el tribunal dejó en claro que “admitida dentro de la base imponible la posibilidad de ponderar los ingresos brutos del contribuyente y la ausencia de un agravio correctamente desarrollado para comprobar la desproporción de la tasa, los cuestionamientos contra la constitucionalidad del artículo 35 del Convenio Multilateral devienen meramente conjeturales e hipotéticos y carecen de vinculación directa con la solución del caso”. A raíz de ello, confirmó la sentencia apelada.

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Fuerte repunte de Vaca Muerta impulsa producción de hidrocarburos

La extracción de crudo y de gas en la formación neuquina estuvo en llamas en el mes de julio. La época del año, la suba de precios internacionales y el impulso del Plan Gas.Ar y la reactivación explican las fuertes mejoras Esto ocurrió después de una caída más larga que la que tuvieron otros sectores. Un informe elaborado por el Instituto General Mosconi (IAE) en base a cifras oficiales arroja que en julio la extracción de crudo avanzó 1,9% mensual y 8,8% interanual; la de gas aumentó 2,9% en relación a junio y 3% frente al mismo mes del año […]

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Mendoza: YPF se comprometió a perforar más de 12 pozos en el Cerro Morado el mes próximo

Serían entre 12 a 15 pozos con mano de obra mendocina en el yacimiento Cerro Morado del Sur provincial. El CEO de la compañía Sergio Affronti y los directivos Miguel Bernal, Marcelo Aldecco y Fernando Biscardi recibieron a representantes de la Comisión Directiva del gremio del Personal Jerárquico y Profesional del Petróleo de Cuyo, Julián Matamala, Gerardo Cirica y Sebastián Aguilar. La petrolera de bandera informó en aquel encuentro que en la primera semana de octubre saldrá a operar un equipo perforador de la empresa Quintana WellPro y se convertira en el único que cumpla esta función en la provincia […]

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Opciones de financiamiento de bajo costo para fomentar el uso de energías renovables

La Ley 27.191 de promoción de las energías renovables llevó al sector eólico a invertir US$ 3.500 millones e incorporar a la red 2.981 Mw a junio de este año, cuando todavía existe una batería de proyectos de al menos otros 2.000 Mw que requerirán financiamiento por US$ 2.400 millones adicionales. La Cámara Eólica Argentina (CEA) presentará un documento para pedir la extensión del decreto 234/21 para la obtención de financiamiento y el canje de deuda por cambio climático. Según la Cámara, la Argentina podría conseguir tres fuentes alternativas de financiamiento de sus proyectos de energías renovables a bajo costo. […]

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Neuquén: El yacimiento ubicado al lado del barrio Pueblo Nuevo cambió de empresa operadora en Cutral Co

El área es conocida como Cutral Co Norte pero en realidad está al sur de Cutral Co y es lindera con el barrio Pueblo Nuevo, que está en plena expansión urbanística. Según la ley de minería, un pozo petrolero puede estar como mínimo a 50 metros de una casa. Igualmente se aclaró que se cedieron terrenos del área al municipio de Cutral Co “que no tenían interés geológico”. Medanito tiene los terrenos desde hace ya un tiempo, pero ahora pasó a manos de Petrolsur, una empresa que por primera vez va a operar un yacimiento. La empresa creada hace dos […]

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Entre Ríos: La provincia realizará una inspección interna en el gasoducto provincial

Con fondos de la Compañía Entrerriana de Gas (CEGSA), la provincia ejecutará una inspección interna al gasoducto, una práctica que hace a la administración responsable para garantizar el cumplimiento de las normas de seguridad y demandará una inversión de 150 millones de pesos. El 10 de mayo pasado, a través del portal de compras de Transportadora de Gas del Norte S.A. (TGN), se realizó la Apertura de las Ofertas Técnicas del Concurso para la ejecución de los trabajos de Inspección Interna, “pipping”, en el Gasoducto Entrerriano propiedad de la Compañía Entrerriana de Gas (CEGSA). Se trata de tareas que se […]

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Del laboratorio a la industria: innovación nacional para agregar valor en origen

Un proyecto liderado por un investigador del CONICET para producir propilenglicol a partir de un subproducto de la industria del biodiesel será puesto en marcha en una planta piloto. La planta piloto que permitirá obtener 100 toneladas por año de propilenglicol se está terminando de construir en San Luis. Fruto del trabajo de años realizado por Raúl Comelli, investigador del CONICET en el Instituto de Investigaciones en Catálisis y Petroquímica “Ing, José Miguel Parrera” (INCAPE, CONICET –UNL), un proyecto para la transformación de recursos renovables en compuestos químicos con valor agregado y/o uso energético, en entorno de biorrefinería, ha logrado […]

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Crearon un nuevo combustible 100% renovable a base de vino y se usará en la carrera de Le Mans

Se utilizará el próximo año en el Campeonato Mundial de Resistencia de la FIA. Total Energies, desarrolló a base de residuos de la producción de vino un combustible que reduce las emisiones de CO2 en un 65% y es 100% renovable. La presentación de tan particular combustible se dará en la misma carrera ganada por el piloto José María “Pechito” López, el próximo año. Excellium Racing 100 fue inventado por la compañía de origen francés Total. Esta empresa es encargada de crear petróleo y biocombustibles, gas natural y gases verdes, renovables y electricidad. Una gran compañía que busca conseguir “cero […]

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Misiones: la provincia que se cansó de esperar el gasoducto y producirá su propio gas a partir del sol

A nivel mundial está empezando a ser considerado como una fuente que puede reemplazar al combustible líquido Misiones, la única provincia donde todos los hogares se alimentan con garrafas, acaba de poner en marcha un ambicioso plan para “fabricar” su propio reemplazante del gas a partir del sol Cansada de esperar durante dos décadas la llegada del gasoducto que prometía mejorar la calidad de vida y ayudar a cambiar la matriz productiva, Misiones -la única provincia donde todos los hogares se alimentan con garrafas- acaba de poner en marcha un ambicioso plan para “fabricar” su propio reemplazante del gas a […]

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Elías Sapag: “Buenos Aires sólo quiere la energía eléctrica”

El representante por Neuquén en la AIC, cuestionó las posturas y políticas del Estado nacional a lo largo de los años respecto al uso de los recursos e ingresos que genera la energía hidroeléctrica. “Buenos Aires sólo quiere la energía eléctrica, pero no entiende nada del uso que le damos al agua y por lo cual pedimos la emergencia hídrica. No tienen intenciones de federalismo”, afirmó Sapag Luego, agregó: “Mandamos cartas, notas, pedimos reuniones. A la AIC no le responden ni tampoco le pagan los contratos que se firmaron. Hace años que estamos reclamando por los problemas que tenemos. No […]

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Camuzzi ahora dará gas en El Chocón, Los Catutos, Santo Tomás y La Buitrera

A partir del 1° de septiembre, los usuarios de dichas localidades, que actualmente se encontraban abastecidos por Hidenesa, pasaron a formar parte de la red de la compañía. Camuzzi recuerda que ante cualquier emergencia, los usuarios deberán comunicarse telefónicamente al 0810-999-0810 o 0800-999-0810, disponible las 24 h, todos los días del año. A su vez, la empresa ofrece diferentes canales para que puedan autogestionar el suministro los usuarios. Además aquí se detallan los distintos trámites que pueden llevarse a cabo de manera remota: Obtención de la factura. Pueden obtener y abonar sus facturas desde camuzzigas.com.ar. El sistema también permite el […]

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Irak y TotalEnergies firmaron un contrato de US$ 27.000 millones

La petrolera francesa TotalEnergies e Irak firmaron el domingo un contrato para generar US$ 27.000 millones de inversiones en la producción de gas, petróleo y en la explotación de energía solar.

El acuerdo tiene un valor total de ” US$ 27.000 millones ” (casi 23.000 millones de euros), declaró el ministro iraquí de Petróleo, Ihsan Ismail, tras firmar el acuerdo con el director de TotalEnergies, Patrick Pouyanné.

La empresa francesa tiene previsto invertir inicialmente US$ 10.000 millones en infraestructuras, cuyos ingresos permitirán luego una segunda ronda de inversiones de 17.000 millones, explicaron ambos funcionarios.

“Se trata de la mayor inversión de una empresa occidental en Irak”, un país que sufre una grave crisis energética, señaló Ismail.

Irak tiene enormes reservas de hidrocarburos. Es el segundo país de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) y el oro negro representa más del 90% de sus ingresos.

Pero el país se enfrenta a una aguda crisis energética y experimenta constantes cortes de electricidad, que alimentan el descontento social.

El país llegó a sufrir un apagón de casi un día a principios de julio, cuando las temperaturas rozaban los 50 grados.

La causa fue la falta de inversiones y el deterioro de la red, que los dirigentes intentan explicar por la caída del precio del petróleo.

Irak es ultradependiente de su vecino Irán, que le suministra un tercio de sus necesidades de gas y electricidad.

Esta dependencia es costosa: Bagdad debe a Teherán US$ 6.000 millones por su suministro energético.

Total acaba de cambiar su nombre por el de TotalEnergies para simbolizar su diversificación hacia energías más limpias.

El grupo sigue centrado en gran medida en el petróleo y el gas, pero ha declarado su intención de dedicar este año el 20% de sus inversiones en la electricidad y las energías renovables.
(Fuente AFP)

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Nicolás Arceo: “Vaca Muerta implicaría US$ 37.500 millones adicionales al permitir el incremento de las exportaciones en un 70% durante las próximas tres décadas”

Las disposiciones internacionales en materia de transición energética ponen en el centro de la escena la discusión por la ventana de oportunidad para aprovechar los recursos hidrocarburíferos de Vaca Muerta y su potencial exportador. Al respecto, Nicolás Arceo, director de la consultora Economía y Energía, participó el jueves pasado del seminario «Energía, recursos naturales y desarrollo», organizado por Fundar, CENIT y CIECTI, y señaló que “si Argentina pretende aprovechar los recursos no convencionales va a tener que destinar una porción sustantiva al abastecimiento del mercado mundial”.

Arceo sostuvo que existe, para el petróleo de Vaca Muerta, una infraestructura que permitiría realizar un salto exportador en el corto plazo, aunque en el caso del gas natural se requieren significativas inversiones para la construcción de las instalaciones necesarias.

Nicolás Arceo

“Los recursos no convencionales de Vaca Muerta (16 billones de barriles de petróleo y 308 TCF de gas natural), habilitarían el consumo local de crudo por casi un siglo y el abastecimiento de gas para la economía local durante dos siglos”, explicó el ex vicepresidente de Administración y Finanzas de YPF, en el evento que se transmitió vía streaming y en el que también expusieron Laura Forni, investigadora del Stockholm Environment Institute, y Marcelo Neuman, investigador de la Universidad Nacional de General Sarmiento y especialista en el universo de proveedores de la industria de hidrocarburos; y fue coordinado por Juan O´Farrell, de Fundar.

Frente a la pregunta por el volumen de divisas que aportaría el desarrollo de los recursos de la cuenca neuquina a la economía argentina, Arceo afirmó: “Vaca Muerta implicaría US$ 37.500 millones adicionales al permitir el incremento de las exportaciones en un 70% durante las próximas tres décadas”.

Luego, el consultor aclaró que, si bien el aumento de las exportaciones no garantiza por si solo el inicio de una fase virtuosa de desarrollo económico, abre la posibilidad de revertir la restricción externa que es condición necesaria para salir del estancamiento económico.

En relación a la transformación de la matriz energética, Arceo indicó que “Argentina representa una ínfima proporción en la emisión de gases de efecto invernadero a nivel mundial con un 0,5% que corresponde a la quema de combustibles”. Además, sostuvo que “el sector energético posee bajos niveles de emisión, producto de la generación eléctrica limpia con gas natural como principal combustible, que es mucho menos contaminante que las centrales térmicas a carbón y ofrece al país una ventana de aprovechamiento más larga”.

No obstante, la migración hacia las energías limpias tendrá un impacto sustantivo en el sector. Para el economista, “en términos de políticas públicas, Argentina requiere un nuevo marco regulatorio para el sector hidrocarburífero que fije reglas de juego claras sobre el precio del crudo y la paridad de exportación, con el fin de garantizar un aumento de las inversiones en el corto y mediano plazo”.

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Farina sobre RenovAr: “El error está hecho desde el inicio en que las multas sean muy altas”

Paulo Farina, exsubsecretario de Energía Eléctrica, se expresó sobre las recientes resoluciones y posibles medidas del gobierno nacional que involucran al Programa RenovAr y el desenlace de los contratos en stand by. 

“En RenovAr las multas eran importantes desde el inicio, desde el momento cero, con lo cual ahora el gobierno se encuentra en una situación de que tendría que exigir esa multa, pero son muy altas y es difícil aplicar todas”. 

“El error está hecho desde el inicio en que las multas sean muy altas, supuestamente para que no venga nadie que no tenga el financiamiento casi apalabrado. Entonces lo lógico es que se tendrán que haber caído mucho antes para que no siga creciendo la bola de nieve”, agregó. 

De todos modos afirmó que “el objetivo del gobierno debería ser salvar estos proyectos de alguna manera, porque ya están adjudicados y el precio va a ser menor en función de las multas”. 

Y es preciso recordar que que a mediados de abril, CAMMESA le solicitó a la Secretaría de Energía de la Nación que resuelva la problemática de contratos detenidos, e incluso detalló que existían 46 proyectos con causales de rescisión contractual que acumulaban 1.340 MW de potencia, sobre un total de 5133 MW contratados de todas las rondas de la licitación pública. 

Cuadro reflejado en la carta de la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico S.A a la Secretaría de Energía

“Si alguien rescata esos proyectos y los hace a un precio más bajo, que es pagar la multa, bienvenido sea”, apuntó Farina. 

Siguiendo esa misma línea, sostuvo que “la discusión del precio es relevante para decidir la continuidad de esto” y que la posibilidad de rescate de los proyectos, ya sea vendiéndolos a quien logre conseguir el financiamiento, “es una solución que en los papeles parece interesante, pero en la práctica tampoco ha sido fácil resolverlo”. 

Y continuó: “La pregunta es cuánto valor tiene haber hecho esas licitaciones y tener proyectos ya identificados y analizados, que al fin y al cabo son estos proyectos ya adquiridos, más el ready to build de los proyectos”. 

Dentro de las posibles alternativas que el especialista contempló para destrabar esta situación, es aquella que se implementó con el Programa GENREN: “Un camino posible es lo que se hizo en la renegociación del GenRen en 2015, donde básicamente se mencionó la reducción de las penalidades si se hace un proyecto a un precio reducido”. 

Por otro lado, ante la pregunta de si consideraba difícil (o no) que se bajen las penalidades, el exsubsecretario de Energía Eléctrica durante el último Gobierno de Cristina Kirchner (2011-2015) y actual consultor puso en manifiesto el “efecto material adverso” y la posible judicialización de los emprendimientos.

“Obviamente el argumento de varios proyectos, como el cambio de las condiciones financieras de la Argentina”. 

“Cualquier ejecución de garantía irá a un arbitraje internacional y ahí está la voluntad de las partes de encontrar un punto y medio en reconocer el argumento del cambio material adverso, pero no sé cuál puede ser la respuesta del gobierno”, concluyó.

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El Clúster Energético Poblano busca más offtakers con energía generada en el propio Estado

¿Cuáles son los objetivos del Clúster Energético Poblano?

Tenemos un modelo de articulación de esfuerzos entre gobierno estatal, empresas, academia y centros de investigación. Queremos juntarlos en un foro donde puedan participar para generar proyectos de inversión de energía en el Estado, promover el uso de proveedores locales y tener un comité para revisar posibles emprendimientos.

Nosotros podríamos estar siendo autosuficientes en términos de energía, pero también generar un gran crecimiento en el sector energético en Puebla, dado que la industria pues lo requiere y también el propio consumo local de energía.

¿Cómo es la situación actual de las renovables en el Estado?

Queremos impulsarlas ya que vemos el potencial del Estado en cuanto a diversos tipos de energías, además de promover la eficiencia energética y hogares, y finalmente ser un detonante de proyectos, ya sea entre empresas grandes, pequeñas o medianas. 

Por ejemplo, tenemos un parque eólico de Iberdrola, pero Puebla también tiene un gran potencial solar. Entonces en la zona de Tepeyahualco, tenemos inversiones por parte de empresas francesas o de la propia compañía previamente mencionada. 

En tanto, la geotermia la ha explotado la Comisión Federal de Electricidad en la colindancia con Veracruz. Mientras que en el norte hay un gran potencial hídrico. Por ende el tema de renovables es muy importante para el clúster, principalmente por las grandes inversiones que se tienen y las posibilidades a futuro.

¿Cuál es el plan de incentivación?

Generar una cartera de proyectos, debemos ver inversiones de otros países que estén interesados en nuestro potencial. O incluso que la propia CFE invierta aquí, además que empresas ya establecidas generen una nueva ola de inversiones.

Tenemos que tener un balance energético positivo donde se abastezca a toda la industria y hogares del Estado y que, el día de mañana, podamos tener otro tipo de proyectos en los que no sólo las grandes empresas puedan invertir, sino también las PyMEs sean partícipes de proyectos. 

¿Y hay algún foco en particular para ello?

Por el momento tenemos el enfoque hacia los proyectos de la actualidad, pero en nuestro plan de acción en un par de años, sí vemos tener más offtakers cada día, empresas grandes establecidas en el Estado, que tienen alto consumo de energía y nosotros podamos tener los propios contratos de autoabastecimiento con compañías de Puebla.

Es decir que el futuro que vemos está muy enfocado a que los proyectos tengan que ver con proyectos generados en la propia entidad federativa para consumo interno. Y que el día de mañana Puebla pueda atraer más inversión en otros sectores y no tengamos esa limitante de falta de energía en el Estado. 

Además, como parte del proyecto se tiene un incentivo a generar a los usuarios de vehículos eléctricos o a los usuarios de hidrógeno o energías que sean limpias. Existen acuerdos e incentivos, pero como clúster trataremos de permear esos beneficios, tanto a las empresas como a los usuarios. 

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El Ministerio de Energía pone a consulta un nuevo reglamento de transferencias de potencia

En virtud de las mesas de trabajo llevadas a cabo por el Ministerio de Energía para revisar el reglamento de transferencias de potencia, donde se convocaron instituciones del sector público y privado, se elaboró un borrador que quedará a consulta hasta el 24 de septiembre próximo, hasta las 23:59 horas de ese día.

El borrador (acceder), propone cuatro objetivos principales:

Contar con un objetivo de suficiencia y una métrica de suficiencia para el sistema eléctrico nacional (SEN), que permita asignar potencia a las unidades generadoras en función del cumplimiento de dicho objetivo.
Determinar los requerimientos de suficiencia para sistema, de acuerdo con los periodos de mayor exigencia en el referido sistema, entregando una señal eficiente y sostenible a la demanda que sean consistentes con dichos requerimientos.
Contar con una metodología de asignación de potencia a las unidades generadoras que sea aplicable a cualquier tecnología y que dicha asignación sea en función del aporte que realizan las referidas unidades a la suficiencia del sistema.
Perfeccionar diversos aspectos metodológicos relacionados con la determinación de las transferencias de potencia entre empresas generadoras establecidas en la Ley General de Servicios Eléctricos.

De este proceso de consulta ciudadana podrá participar toda persona natural así como las organizaciones sociales, ONGs, empresas, universidades u otras organizaciones interesadas, enviando sus observaciones y comentarios a través del formulario que se indica a continuación, al correo electrónico reglamentopotencia@minenergia.cl.

Cabe recordar que, en el año 2006, mediante el Decreto Supremo N° 62, el Ministerio de Economía aprobó un reglamento de transferencias de potencia entre empresas generadoras establecidas en la Ley General de Servicios Eléctricos, el cual el año pasado sufrió modificaciones –a través del Decreto Supremo N° 42 del 2020- a fin de regular el estado de reserva estratégica.

No obstante, “con el objetivo de definir acciones para disponer de señales de mercado, que permitan el desarrollo seguro, eficiente y sostenible del Sistema Eléctrico Nacional”, en septiembre del 2020 el Ministerio de Energía publicó la Estrategia de Flexibilidad.

Esta medida, entre otras cosas, plantea la necesidad de perfeccionar el mecanismo de potencia de suficiencia y de establecer señales de mercado de largo plazo que permitan incentivar la inversión en tecnologías que aporten flexibilidad al sistema eléctrico.

En este contexto, en octubre del 2020 el Ministerio de Energía inició un proceso de revisión del reglamento de transferencias de potencia, estableciendo una mesa de trabajo conformada por distintos actores del mercado eléctrico, académicos y consultores, con el propósito de analizar, identificar y validar propuestas de perfeccionamiento al marco regulatorio vigente.

A partir de lo trabajado en ese espacio, la cartera energética ha elaborado un borrador del nuevo reglamento de transferencias de potencia.

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Blanco de la OLADE sobre los aranceles climáticos: “Es algo que se viene y debemos adaptarnos”

A mediados de julio pasado, la Unión Europea dio a conocer un amplio paquete de reformas legislativas con las que esperan reducir el volumen de emisiones un 55% respecto a los niveles preindustriales.

Entre las medidas que se están contemplando, se destaca la de un arancel basado en las emisiones de carbono (denominado Carbon Border Adjustment Mechanisms) para las importaciones de productos que, para su elaboración, hubieran demandado mayores emisiones gases de efecto invernadero del umbral que se imponga para sí misma la Unión Europea.

De aprobarse en el Parlamento Europeo, este impuesto, sin precedentes en el mundo, empezaría a aplicarse en el año 2026.

“Es algo que afecta a los distintos sectores productivos de nuestra región, pero también de alguna forma pone algunos elementos para que nuestros sectores productivos sean cada vez más eficientes, cada vez menos intensivos en carbono y que, de alguna forma, logremos mantener los mercados que demandan los productos de nuestra región”, opina Alfonso Blanco, en diálogo con Energía Estratégica.

El Secretario Ejecutivo de la Organización Latinoamericana de Energía (Olade), observa que “en el futuro nos vamos a ver enfrentados a estos distintos mecanismos para-arancelarios” por lo que “es algo que se viene y debemos adaptarnos”.

Por su parte, los demócratas en Estados Unidos ya propusieron una medida similar de aranceles climáticos a las importaciones de países que carecen de políticas medioambientales robustas. La medida hace parte de un plan presupuestario de 3,5 billones de dólares.

Al respecto, Blanco enfatiza: “Todos aquellos que sean proactivos en su accionar empresarial deberían tener estos elementos en consideración y ser activos en ello, ya que ser reactivos, y considerar estos cambios de forma tardía, es lo peor que le podría pasar a nuestra región porque perderíamos espacios en el mercado internacional”.

¿Una oportunidad para Latinoamérica?

Reuters publicó que un estudio de varios ‘think-tanks’ europeos, Sandbag y E3G, en el que se indica cuáles serían los países más afectados en sus exportaciones de materias primas, como el aluminio, fertilizantes o el acero, hacia Europa de aplicarse este impuesto al CO2.

Según un estudio elaborado por Sandbag y E3G, Rusia sería el más afectado. Podrían recaer impuestos por 442 millones de euros a sus productos, de cara al 2026, y 1.884 millones de euros al 2035.

China también sería una gran damnificada: de cara a 2035 el impacto económico llegaría a los 484 millones de euros. Pero no tanto como Ucrania o Turquía, que alcanzarían cifras más altas: de 870 y 824 millones de euros, respectivamente.

En esa línea, Blanco destaca que Latinoamérica cuenta con “ventajas competitivas”. “Mientras el resto del mundo tiene una generación eléctrica basada en carbón, nuestra región tiene sólo un 6% de la generación eléctrica consumiendo este combustible. Y tenemos la matriz de generación más verde del planeta”, enfatiza.

No obstante, el Secretario Ejecutivo de la OLADE indica que eso no significa que la región deba relajar sus políticas ambientales, sino todo lo contrario, continuar sobre ellas.

“Vamos a tener que trabajar en ello, y eso va a requerir mayor inversión. Además, podría tener un impacto importante en nuestra región, donde posiblemente algunas áreas de producción puedan quedar desplazadas, lo cual podría originar un impacto económico importante. Pero también esto nos obliga a la necesidad de ir transformando nuestros sectores productivos para ser cada vez menos intensivos en carbono”, subraya Blanco.

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Enercon analizará competitividad de la tecnología eólica en Latam Future Energy

Enercon se encuentra implementando una estrategia de internacionalización enfocándose en regiones estratégicas. 

En Latinoamérica, Farid Mohamadi es el encargado de cubrir los requerimientos de puntos calientes de la zona norte desde oficinas ubicadas en Colombia, Costa Rica y México.

Este referente de la compañía analizará las variables que determinan la competitividad de la tecnología eólica en el próximo evento de Latam Future Energy. Se trata del Solar & Wind Virtual Summit. 

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Conozca qué diferencias destaca Farid Mohamadi en términos de competitividad de la tecnología eólica entre los distintos países de la región y cómo la disponibilidad de componentes junto a los precios de la materia prima están afectando al costo total de algunos proyectos. 

Además, como autor de “Introduction to Project Finance in Renewable Energy Infrastructure”, Mohamadi destacará la importancia de los cálculos del precio de venta de la energía y la consideración de distintas variables para desarrollar proyectos bancables.

Aquellos temas serán abordados durante el panel “Claves de la competitividad del sector eólico en la región”, del que participará Farid Mohamadi y otros destacados actores del rubro. 

Una estrategia recomendable por el vocero de Enercon refiere a las nuevas oportunidades que surgen al impulsar una organización ambidiestra (Ambidextrous organization). Conozca en qué consiste y cómo lo aplican empresas como Enercon para impulsar la competitividad de los proyectos eólicos.

Si tiene consultas de actualidad sobre esta y otras tecnologías del sector energético renovable, encuentre las respuestas durante el próximo evento de Latam Future Energy. Los esperamos este 8 y 9 de septiembre en el Solar & Wind Virtual Summit.

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Vestas analizará la subasta de energías renovables en Colombia en Latam Future Energy

Vestas cerró el 2020 con 15 GW en contratos para venta de aerogeneradores alrededor del mundo. Y, además, continúa adjudicándose servicios de ingeniería, adquisición y construcción (EPC) para parques eólicos.

En Latinoamérica, uno de los mercados clave para esta empresa es Colombia, donde el 26 de octubre se conocerán las ofertas y ganadores de la tercera subasta a largo plazo de energías renovables.

Peter-Michael Kuhrke Juckel, Head of Sales Colombia para Vestas, compartirá sus expectativas respecto a los precios que se pueden lograr en este mercado con tecnología eólica. Lo hará durante el próximo evento de Latam Future Energy. Se trata del Solar & Wind Virtual Summit.

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Es preciso indicar que en esta edición, la cantidad de interesados en participar de la licitación supera ampliamente a la convocatoria del 2019, cuando se adjudicaron proyectos a un valor promedio menor de 28 dólares por MWh.

En esta oportunidad, veríamos más de 100 agentes. De acuerdo con XM, operador del mercado eléctrico, estos serían 55 compradores (comercializadores) y 52 vendedores (generadores).

En su análisis de este mercado, Peter pondrá sobre la mesa consideraciones adicionales para mejorar la competitividad de los proyectos eólicos atendiendo a soluciones en toda la cadena de valor.

¿Cómo impactó la pandemia a los fabricantes? ¿Qué llevó al incremento de los costos de, por ejemplo, el flete marítimo para la industria? Son algunas de las preguntas que podrá responder durante su participación en el panel: “Claves de la competitividad del sector eólico en la región”.

No se lo pierda. Su cita con el sector de las energías renovables es este 8 y 9 de septiembre.

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Jujuy fue uno de los ganadores del Premio Latinoamérica Verde 2021

La provincia de Jujuy nuevamente se distingue en la gran región latinoamericana y en el mundo por su camino en Objetivos de Desarrollo Sostenible (ODS): su proyecto Eficiencia energética en viviendas sociales, en la noche del 22 de agosto, recibió el Premio Latinoamérica Verde en la categoría energía limpia.

Los PLV han sido considerados catalogados por las secciones ambientales del periodismo internacional como “Una reunión con los actores más importantes de la región” (CNN), “La gran recompensa a los proyectos socioambientales” (El País), “Emocionantes. Inspiradores. Transformadores” (El Comercio), “Los Oscar del medioambiente” (El Mercurio) y “Los premios más importantes para nuestro futuro” (Telemundo), y abarcan las categorías de Biodiversidad, Ciudades, Comunicación, Desarrollo humano, Economía, Energía, Políticas Públicas y residuos.

Los premios en la categoría Energía son destinados a proyectos que trabajen en sistemas de producción/gestión energética con eje en la reducción de impacto socioambiental, y, en ella, la categoría Energía limpia está destinada a participantes que representen “la búsqueda constante de nuevas utilizaciones o fuentes de energía que no tengan un impacto negativo ni en el medioambiente ni en la sociedad”. “Entre ellas y sólo por nombrar algunas ideas, se encuentran las nuevas formas de generar energía; las novedosas distribuciones de energías sostenibles y también, productos o servicios que fomenten el uso de las mismas, reduciendo nuestra dependencia de energías fósiles”, describe PLV.

El proyecto jujeño Eficiencia energética en viviendas sociales emanó de la Secretaría de Ordenamiento Territorial y Vivienda (SECOTyV) del Ministerio de Infraestructura, Servicios Públicos, Tierra y Vivienda (MISPTyV), y se postuló compartiendo ante más de 2.500 proyectos que su objetivo principal es crear conciencia en toda la comunidad de la Provincia de Jujuy que construir de manera eficiente energéticamente provoca impactos a nivel, ambiental, social y económico mejorando la calidad de vida de las personas.

“Mediante el estudio de los indicadores de consumo energético, detectamos los mayores ahorro de agua, electricidad y gas, en una vivienda social tipo; con ello, diseñamos tres prototipos eficientes energéticamente en tres zonas bioclimáticas de la provincia, usando medidas y activas de eficiencia energética y energías renovables como geotermia y solar térmica, con resultados de ahorro excelente”, describió su presentación.

El proyecto ya tiene tres prototipos de viviendas eficientes energéticamente construidos y habitados: se emplazaron en la zonas bioclimáticas de Valles (entregada en San Salvador de Jujuy en octubre de 2020) , Puna (entregada en La Quiaca en marzo de este año), y Yungas (que se entregó en julio en San Pedro). Las tres viviendas fueron construidas por cooperativas de construcción, que hoy tienen a sus trabajadoras y trabajadores cooperativistas capacitados y con experiencia en bioarquitectura y técnicas de construcción para medidas pasivas, desde el diseño, de eficiencia energética en viviendas.

El proyecto participó de los PLV postulado por la directora del proyecto y coordinadora de Gestión Territorial Irma Padilla y el secretario de Ordenamiento Territorial y Vivienda Humberto García.

Tras el anuncio de que el proyecto fuera elegido como ganador en su categoría, Padilla expresó su agradecimiento “a todo el equipo, a la Secretaría [de Ordenamiento Territorial y Vivienda], a Humberto García que dejó que este proyecto siguiera adelante, al Gobernador Gerardo Morales que desde 2018 acompaña este proyecto con convenios internacionales, a la Embajada de Alemania y a la Embajada de Francia”, señalando la cooperación internacional lograda por las gestiones provinciales para la concreción del Plan Piloto.

Así, Jujuy hoy cuenta con el galardón de “uno de los festivales de sostenibilidad más relevantes del mundo, que cada año premia y da visibilidad a los 500 mejores proyectos sociales y ambientales de Latinoamérica, convirtiéndose así en la vitrina que dinamiza la economía verde, al exhibir las iniciativas regionales en 10 categorías alineadas con los Objetivos del Desarrollo Sostenible (ODS)”, tal como lo resume PLV.

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Nace la Fundación Energía Córdoba para impulsar investigaciones sobre transición energética

La Fundación Energía Córdoba nace por iniciativa de expertos del Comité de Energía Córdoba- CEC- que depende del Centro de Investigaciones y Estudios sobre Cultura y Sociedad-CIECS- Unidad de doble dependencia del CONICET y la Universidad Nacional de Córdoba.

Desde sus inicios el CEC ha trabajado en numerosos proyectos colaborativos con organismos, universidades y empresas a nivel provincial, nacional e internacional, puntualmente en todo lo referente a la mitigación del cambio climático incentivando herramientas como eficiencia energética, redes de aprendizaje y energías renovables entre otras.

En base a los pasos dados la Fundación Energía Córdoba propone continuar con esta línea de gestión profundizando los siguientes objetivos:

Avanzar en materia de desarrollo sostenible, mitigación y adaptación al cambio climático, sostenibilidad energética, transición energética, descarbonización de la matriz energética, pobreza energética, acceso a la energía, seguridad energética, innovación, energía 4.0, energía social, género y energía, eficiencia energética, domótica, energías renovables, bioenergía, huella de carbono, economía circular, ciudades inteligentes, redes inteligentes, modernización en redes de transporte y distribución de energía, generación distribuida de energía renovable, generación distribuida comunitaria de energía renovable, movilidad sostenible y sistemas de gestión de la energía, junto a las siguientes actividades:

a) Investigación y desarrollo experimental en el campo de las ciencias exactas y naturales;

b) Educación, formación y capacitación;

c) Divulgación, concientización, sensibilización y difusión;

d) Promoción, formación, desarrollo e implementación de programas y proyectos;

e) Coordinación de redes de aprendizaje;

f) Articulación de actores relevantes a nivel municipal, provincial, nacional e internacional de sectores públicos y privados.

Las comisiones de trabajo iniciales son las que se detallan a continuación:

Cambio climático.
Organismos nacionales e internacionales.
Eficiencia Energética.
Domótica.
Energías Renovables.
Proyectos de Energía.
Redes de Aprendizaje.
Comisión de vinculación territorial.
Municipios y Comunas.
Regulación de la energía.
Formación a distancia.
Educación Técnica.

Contacto provisorio:
fundacionenergiacordoba@gmail.com

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El gobierno aumentaría un 7% el precio del bioetanol, pero reduciría el corte obligatorio para que no impacte en las naftas

La Secretaría de Energía ya tiene firmada la resolución 852 que establecerá un aumento de 6,6% en el precio del bioetanol, que se mezcla con las naftas. Sin embargo, para evitar una suba en los precios de las pizarras en las estaciones de servicio a dos semanas de las elecciones, reduciría el corte obligatorio del biocombustible para evitar un aumento de naftas.

EconoJournal accedió en exclusiva a la resolución que se publicará en las próximas horas en el Boletín Oficial donde se autoriza el incremento del bioetanol, que está elaborado a base de caña de azúcar y de maíz. El precio para su adquisición obligatoria y posterior mezcla con las naftas por parte de las refinadoras saltará de 55,66 pesos a 59,35 pesos por litro.

Fuentes del sector privado consultadas por este medio indicaron que el gobierno también implementará una reducción del porcentaje de mezcla para los biocombustibles con la intención de que el aumento no tenga un impacto en el precio de las naftas y el gasoil. El objetivo del gobierno es mantener intacto el acuerdo tácito que mantiene con YPF para no aumentar el precio de los combustibles en un contexto inflacionario y antes de las elecciones legislativas.

Biodiesel

El gobierno nacional está negociando con las empresas que producen biodiesel, instaladas en la zona centro del país, un aumento del precio por tonelada y -al mismo tiempo- una reducción del corte. El Poder Ejecutivo busca un equilibrio para que el próximo aumento de los biocombustibles no implique una suba en el precio en los surtidores. El acuerdo al que podría llegar con los productores es para fijar un precio para que las plantas puedan seguir produciendo, pero, al mismo tiempo, reducir el porcentaje de mezcla del 10% al 5% para evitar un impacto en el precio del gasoil, el combustible de mayor consumo del país.

Según pudo averiguar EconoJournal de al menos dos fuentes del sector privado de dos provincias productoras distintas, el gobierno podría autorizar en breve un aumento de hasta 10% para el precio de la tonelada de biodiesel en el mes de septiembre. El sendero de precios continuaría con incrementos de alrededor de 2% en octubre y 2% en noviembre, siempre y cuando el corte con el gasoil no sea superior al 5%. De este modo, las plantas podrían trabajar en casi el 60% de su capacidad de acuerdo con los volúmenes asignados, algo que los productores aceptarían en este contexto.

Reglamentación

La Cámara de Senadores convirtió en ley el nuevo régimen de promoción de biocombustibles el pasado 15 de julio. Se trata de la Ley 27.640, que impulsaron diputados vinculados a Máximo Kirchner y que fue respaldada por sectores de la oposición. El gobierno todavía no publicó el decreto para reglamentar la nueva norma, pero toma medidas lo más consensuadamente posible con las empresas. De todos modos, en los hechos, algunas cosas en el sector ya están funcionando en el marco de la nueva ley, como por ejemplo el criterio de asignación de cupos para las 55 plantas de biodiesel y etanol que tiene el país y que se fijó esta semana.

En estos días el gobierno está trabajando en un decreto general para reponer aspectos técnicos de la regulación hacia el sector. Todavía no se conoce cuándo podría reglamentar la ley. Mientras tanto, las empresas operan mediante normativas aisladas acordadas con el gobierno.

YPF

El artículo cuatro de la resolución que está por publicar el gobierno en el Boletín Oficial establece que “los precios del bioetanol elaborado a base de caña de azúcar y maíz serán actualizados mensualmente por la Secretaría de Energía y publicados en su página web con la misma temporalidad, de acuerdo a la variación porcentual del precio en el surtidor de las naftas comercializadas a través de las estaciones de servicio de la empresa YPF en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires, para lo cual se considerará el promedio ponderado de las ventas de nafta grado 2 y grado 3 llevadas a cabo por dicha empresa en los últimos 12 meses, conforme la información que proporcione la Subsecretaría de Hidrocarburos”.

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TGN convoca a estudiantes para su concurso “Luz, cámara…prevención”

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En el marco de su Programa Juntos cuya primera etapa estuvo dirigida a niños de escuelas primarias con un concurso de dibujo, TGN lanza en este segundo semestre 2021 el Concurso “Luz, cámara… Prevención” con el objetivo de difundir la actividad de prevención, asociada al servicio de transporte de gas, a través de la presentación de un producto audiovisual producido por jóvenes estudiantes de escuelas cercanas a la traza de los gasoductos.

Con la intención de fomentar la creatividad, los equipos integrados por un mínimo de 2 y hasta 5 estudiantes deberán realizar un corto, cuyo guión debe centrarse en las señales de prevención de daños que puedan afectar al servicio de transporte de gas por gasoductos.

Para ello, contarán con dos tutoriales de ayuda y orientación.  Uno, sobre la Elaboración del Guión destinado a compartir con los interesados herramientas de pre-producción audiovisual (cómo contar una historia, cómo elaborar el guión, cómo crear los personajes); el otro, sobre el Lenguaje Cinematográfico y Recursos expresivos. Estos videos ponen a disposición de los participantes técnicas elementales del lenguaje audiovisual para el rodaje (utilización de cámaras, encuadre, iluminación, tipos de planos, tomas de sonido, musicalización) y en cuanto a post-producción (edición de video y audio con apps “Inshot” y “PremierePro” para celulares o “MovieMaker” para PC).

En la página https://www.educacionenmovimientotgn.com/  , los interesados en participar encontrarán además de los dos tutoriales, las Bases y condiciones y los Contenidos del programa por desarrollar (identificación de las 5 señales de seguridad específica en la traza del gasoducto de  TGN; prácticas y comportamientos conformes a los estándares de seguridad de la industria).

Hasta la fecha de cierre del concurso, los estudiantes podrán recibir consultoría para la realización de sus cortos a través de diversas plataformas (Instagram, Whatsapp, mail, mensajes web, etc.).

En octubre, el jurado convocado llevará a cabo la evaluación y en noviembre se concretará la premiación con la presentación de los resultados finales del concurso.

El objetivo de TGN no se limita a despertar el interés de los adolescentes por participar en un concurso educativo, sino que procura recoger sus producciones artísticas para habilitar un fructífero diálogo entre los realizadores y la empresa.

Acerca de TGN

TGN es la operadora regional de ductos y proveedora de soluciones confiables para el desarrollo de proyectos energéticos.

Opera y mantiene alrededor de 11.000 km de gasoductos de alta presión y 21 plantas compresoras y es la responsable de transportar el 40% de gas inyectado en gasoductos troncales argentinos a través de los Gasoductos Norte y Centro Oeste.

Su ubicación geográfica estratégica en el país y en la región la convierte en el único operador que vincula sus gasoductos a nivel regional con Chile, Brasil, Bolivia y Uruguay.

Los accionistas controlantes de TGN son: 56 % de GASINVEST S.A. (una sociedad conformada en partes iguales por Tecpetrol y Compañía General de Combustibles); 24 % SouthernCone Energy Holding Company Inc. y el 20 % cotiza en Bolsas y Mercados Argentinos S.A. (BYMA)

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Inversiones: hubo anuncios por más de u$s17.000 millones en primer semestre

Implican un crecimiento en el monto del 580% en la comparación anualizada. Y del 178% en cuanto a la cantidad de iniciativas. Buenos Aires, la más beneficiada. Inversiones: hubo anuncios por más de u$s17.000 millones en primer semestre Durante el primer semestre del año se llevaron a cabo 103 anuncios de inversiones, lo que implica un aumento del 178% con relación a igual periodo de 2020, según consigna un informe realizado por el Ministerio de Producción bonaerense. En el acumulado enero-junio 2021 los anuncios suman u$s17.324 millones, un 580% más en la comparación anualizada. El trabajo provincial destaca que estas […]

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El manual de Rocca: más empleo privado y menos planes

El jefe de Techint resumió su visión para salir de la crisis en el acto de la UIA. Reconoce el rebote de la economía. Pide cerrar con el Fondo y bajar la brecha. “Creo que el país necesita promover y atraer condiciones para el empleo privado. No se resuelven la pobreza y el desempleo con empleo público o con planes. Se resuelve creando condiciones de confianza en las cuales, desde la pequeña a la gran empresa, deciden moverse para adelante e invertir para crear empleo privado”. El que habla es Paolo Rocca, el dueño de Techint. En la celebración del […]

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Bolivia lanza convocatoria internacional para certificar sus reservas de gas

La estatal Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) lanzó una licitación internacional para contratar a una empresa que cuantifique y certifique las reservas de gas natural e hidrocarburos líquidos al 31 de diciembre de 2021. La contratación se hará por un monto de 495.000 dólares, según el documento base de contratación publicado en la página web de YPFB. La petrolera boliviana fijó el 20 de septiembre como plazo para la presentación y apertura de propuestas y el 4 de octubre se prevé adjudicar o declarar “desierta” la convocatoria, si corresponde. En caso de que alguna propuesta sea aceptada, la firma del […]

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