Comercialización Profesional de Energía

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Conforman un consorcio petroquímico para promover el reciclaje sustentable del plástico

Entidades y compañías de la industria petroquímica conformaron un consorcio de investigación, exploración de alternativas y coordinación de protocolos, para promover el reciclado y recuperación del plástico en el país. Es el primer consorcio de este tipo entre empresas líderes y entidades de la Argentina, que participan de las distintas etapas de la cadena de valor de los envases plásticos con el objetivo de abordar los desafíos de la economía circular de los plásticos a nivel nacional,. La idea es llevar adelante un proyecto de reciclado químico (pirólisis), que sería de gran valor agregado y complementario a las actividades de […]

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Ley de Hidrocarburos: Luque y el presidente de YPF conversaron sobre los alcances del proyecto

El intendente Juan Pablo Luque se reunió en Buenos Aires con el presidente de YPF, Pablo González, para hablar sobre los alcances que tendrá en la Cuenca del Golfo San Jorge la nueva Ley de Hidrocarburos que se presentaría en el Congreso. El mandatario comodorense fue recibido en Capital Federal por el presidente de la empresa estatal, quien confirmó su presencia en nuestra ciudad el 28 y 29 de julio para llevar una agenda en la capital nacional del petróleo. En ese marco, el intendente manifestó que “fue una tranquilidad poder reunirnos con Pablo González, un amigo desde hace muchos […]

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Suben más de 100% Las importaciones de energía tocan su máximo en 3 años y golpean las reservas

Se compró energía por US$ 825 millones en junio. El país volvió a recurrir a un buque regasificador en Bahía Blanca, que se había ido en los últimos dos años. Por la compra de gas importado, la Argentina destinó en junio cerca de US$ 825 millones a la adquisición de energía extranjera. La cifra es la más alta desde mediados de 2018 y demuestra la dependencia del GNL extranjero para poder pasar los inviernos. Con estos números, el país retorna la senda deficitaria en su balanza comercial energética. En 2019, casi había alcanzado un punto de equilibrio, donde exportaba tanto […]

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Ley de Hidrocarburos, Lludgar: “Pablo González está dispuesto a venir a Comodoro ”

El secretario general de Petroleros Jerárquicos de la Patagonia Austral se reunió con el presidente de YPF. Buscan en un próximo encuentro corregir aquellos aspectos del proyecto que puedan provocar efectos negativos sobre la cuenca San Jorge. José Lludgar, afirmó ayer que se acordó una agenda de trabajo que incluirá la próxima semana un nuevo encuentro con la Secretaría de Energía de la Nación, para corregir los posibles desequilibrios del proyecto de ley de Hidrocarburos. “Nos invitaron, a mí y a Jorge Ávila, a participar y dialogar sobre el proyecto, se está haciendo lo que se debió hacer antes pero […]

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Petroleros: Pereyra ya eligió al sucesor y quiere elecciones gremiales

El secretario general del Sindicato del Petróleo y Gas Privado de Río Negro, Neuquén y La Pampa, Guillermo Pereyra, renovó sus reclamos al Gobierno nacional para que les permitan realizar las elecciones del gremio. “Los mandatos de la Comisión Directiva están vencidos” dice. El dirigente de 78 años, ya anunció que tras 40 años de gestión dará un paso al costado, y puso como sucesor a Marcelo Rucci, ex intendente de Rincón de los Sauces y actual secretario administrativo del gremio. Promediando febrero, el Ministerio de Trabajo de la Nación dispuso una nueva prórroga -la anterior vencía el 28 de […]

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Pereyra y Rucci realizan una recorrida por diferentes yacimientos, con asambleas informativas e inspecciones por la situación laboral

Guillermo Pereyra y Marcelo Rucci, el secretario general y el administrativo respectivamente del Sindicato del Petróleo y Gas Privado de Río Negro, Neuquén y La Pampa, vienen recorriendo los yacimientos de la Cuenca Neuquina, para cerciorarse de las condiciones laborales y hacer una serie de asambleas informativas con los afiliados. La primera de estas asambleas fue en la Gerencia de No Convencionales de YPF, en la localidad de Añelo. El lunes, el sindicato hizo una retención de servicios en un set de fractura a cargo de Schlumberger. De acuerdo a fuentes sindicales, el gremio planteó que no estaba la dotación […]

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EEUU anuncia nuevos requisitos de ciberseguridad para oleoductos cruciales

El Departamento de Seguridad Nacional exigió el martes a los propietarios y operadores de oleoductos cruciales, que transportan líquidos peligrosos y gas natural, que implementen “las protecciones que se necesitan con urgencia contra las intrusiones cibernéticas”. Se trata de la segunda disposición de seguridad emitida por la Administración de Seguridad en el Transporte (TSA, por su sigla en inglés) del departamento desde mayo, luego de que un ataque informático contra Colonial Pipeline interrumpió el suministro de combustible en el sureste de Estados Unidos durante días. El departamento dijo que la acción fue en respuesta a “la actual amenaza de seguridad […]

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Helena Anuncia una Asociación Estratégica con Energy Vault

Helena también invertirá 20 millones de USD para expandir aún más la propuesta de valor económico circular de la plataforma de almacenamiento de energía de la compañía y sus innovadoras tecnologías de remediación. Helena, organización de resolución de problemas a nivel global, y Energy Vault, creador de productos de almacenamiento de energía renovable que están transformando el enfoque mundial de almacenamiento de energía a escala de servicios públicos, a fin de lograr la resiliencia de la red, anunciaron hoy una asociación estratégica para identificar oportunidades adicionales para las tecnologías revolucionarias de remediación de desechos de Energy Vault a medida que […]

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Generadoras pronostican que para 2040 las energías renovables aportarán un 51% de la matriz eléctrica del país

AGEERA, la Asociación de Generadores de Energía Eléctrica de la República Argentina, pronosticó que para 2040 las energías renovables tendrán una presencia de más del 51% en la matriz de generación de la Argentina, lo que incluirá, además, unos 6.300 megavatios (MW) de almacenamiento, que aportarán seguridad y confiabilidad al despacho.

Asimismo, la entidad de generadoras prevé que la prioridad para el acceso de generación será hidráulica o renovable teniendo en cuenta también las unidades nucleares. El faltante se completará con unidades térmicas convencionales, apuntando a lograr una matriz energética más diversificada y reducir las emisiones de Gases de Efecto Invernadero (GEI). De este modo, la asociación determinó que «el 100% del gas natural será utilizado para la generación eléctrica a partir de 2023», en el informe elaborado por la Plataforma de Escenarios Energéticos de la Universidad de Buenos Aires.

Por su parte, AGUEERA, la Asociación de Grandes Usuarios de Energía Eléctrica junto con la Unión Industrial Argentina (UIA) subrayó la probable existencia de un 20% de autos y un 50% de buses eléctricos al 2040, además del ingreso de 27.153 MW de energías renovables, principalmente eólica y solar, para el año 2030 y el previo reemplazo del 100% de gas oíl y fuel oíl al 2024.

En resumen, el escenario confeccionado por los grandes usuarios es el que menor participación de capacidad renovable prevé totalizando 28.110 MW de aquí a los próximos cuatro años. Se trata del único escenarista, entre los 11 consultados, que considera que al 2025, -con un abastecimiento actual del 9,7% de la demanda de energía eléctrica a partir de fuentes renovables- no se cumplirá el objetivo limpio previsto en la ley 27.191 del 20%, postergando este nivel de participación de renovables al 2030.

Desde la visión industrial, también se planteó el retiro de 10.653 MW térmicos, por obsolescencia y bajo rendimiento, a lo largo de todo el período, la incorporación de 3.742 MW hidráulicos en las represas Chihuido I y II, Condor Cliff y La Barrancosa, y la ampliación de Yacyretá y Aña Cuá, Portezuelo del Viento, La Elena, Los Blancos I y II para lo cual es necesario que las autoridades definan una clara política de expansión de la generación hidroeléctrica. Lo mismo ocurre en el caso de las centrales nucleares que están a la espera de una definición de política concreta por parte del Estado.

Mientras tanto, desde la óptica de generación, en cuanto al parque nuclear se afirmó la postergación de la V Central Nuclear hasta el año 2030 y una VI Central Nuclear para el 2032. Respecto del parque térmico, adicionalmente a los proyectos predefinidos en curso de construcción, se incorporarán dos ciclos combinados de 800 MW cada uno.

Demanda final por energético al 2040 expresada en millones de toneladas equivalentes de petróleo (TEP)

Vaca Muerta y el uso del gas para la generación eléctrica

La asociación de generadoras entiende que «el desarrollo de Vaca Muerta y la mayor competencia a nivel mundial que genera la expansión de energías renovables, con costos a la baja, podrían permitir obtener costos de combustibles más competitivos para la generación térmica. A su vez, el desarrollo de los yacimientos de la cuenca neuquina permitirá alcanzar el autoabastecimiento de gas y obtener saldos exportables de gas y petróleo para mejorar el estado de la Balanza Comercial y convertir a la Argentina en un proveedor de energía de clase mundial. Para ello, y para las inversiones que se proyectan en el sector eléctrico, se requiere dar señales claras que permitan atraer inversores y facilitar la obtención del financiamiento a tasas competitivas«, detalla el informe.

En la planificación propuesta, las generadoras no predefinen importaciones ni exportaciones de energía eléctrica, dejando que el modelo importe o exporte de acuerdo con las necesidades que surjan del balance de energía. Sin embargo, entienden que debe perseguirse el desarrollo futuro de los intercambios energéticos entre países con el objetivo de lograr complementariedades que reduzcan los costos globales.

Ahora bien, en términos de precios, las industrias sostienen que “tanto la exportación a Chile como la importación en forma de GNL, por el volumen implicado, no podrían ni deberían elevar el precio del gas local, máxime en un escenario donde se desarrolla todo el potencial del yacimiento de shale gas en Vaca Muerta”.

En el caso de exportación mediante el proceso de licuefacción, (AGUEERA es la única institución que propone a futuro la construcción de una planta de licuefacción de gas natural) el organismo que nuclea a los grandes usuarios sostuvo que «el mercado comprador será Europa, por lo que, agregando el costo de licuefacción, transporte de Gas Natural Licuado (GNL) y regasificación en destino, el precio local deberá ser del orden del Henry Hub (precio referencia del gas natural) o inferior para acceder a dichos mercados. «Argentina ha tomado la decisión de desarrollar Vaca Muerta, con lo cual, el resultado de la explotación realizada a la fecha indica que se podrán alcanzar costos de extracción de gas inferiores a 4 USD/MMBTU«, apuntaron desde el sector industrial.

Desde esta perspectiva, “el costo del gas utilizado como combustible para generar calor y/o energía eléctrica, haría inviable el desarrollo de un sector industrial competitivo y limitaría su crecimiento futuro. Del mismo modo, el elevado precio del gas desalentaría su uso como materia prima, para agregar valor en la industria petroquímica”, manifestó AGUEERA en discrepancia con la hipótesis que asume que el mecanismo de determinación del precio futuro del gas local en boca de pozo -o PIST- fluctúa entre un mínimo definido por la paridad exportación a Chile en momentos de oferta mayor a la demanda (6,5 USD/MMBTU) y la paridad importación con GNL cuando la oferta es menor a la demanda (aproximadamente 10,4 USD/MMBTU).

Por lo expuesto, los grandes usuarios presentaron un escenario alternativo que implica el desarrollo a gran escala de Vaca Muerta, permitiendo alcanzar un precio de gas natural de 3,80 USD/MMBTU en boca de pozo, y 5 USD/MMBTU en estaciones de recepción y despacho.

Sobre la plataforma

La Plataforma Escenarios Energéticos Argentina es una iniciativa surgida en 2011, y actualmente impulsada por el Centro de Estudios de la Actividad Regulatoria Energética (CEARE) de la Universidad de Buenos Aires, el Instituto Tecnológico de Buenos Aires (ITBA), la Fundación AVINA, la Secretaría de Gobierno de Energía de la Nación (SGE) y el Programa de las Naciones Unidas para el Desarrollo (PNUD), con el objeto de promover el debate público y con sustento técnico, que refleje una mirada plural sobre el futuro de la energía en Argentina, brindando insumos para la toma de decisión y para el diseño de políticas por parte de actores públicos y privados.

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Mainstream anuncia «Nazca»: seis proyectos por 1,35 GW eólicos y solares en Chile

Mainstream Renewable Power anunció hoy que construirá una nueva plataforma de energía renovable en Chile de más de 1 GW, que se suma a la plataforma “Andes Renovables”, con una capacidad de generación de más de 1.35 GW.

“Nazca Renovables” contará en total con seis proyectos, tres fotovoltaicos y tres eólicos, divididos en tres portafolios: Terral, Racó y Humboldt.

Este último con 255 MW, será el primero de ellos en comenzar a construirse, a mediados de 2022. La energía generada por “Nazca Renovables” equivaldrá a iluminar a más de 1.2 millones de hogares con energía limpia y a evitar la emisión de más de 1.1 millones de toneladas de CO2, contribuyendo a la descarbonización acelerada del país.

Los parques fotovoltaicos y eólicos de “Nazca Renovables” contemplan la incorporación de sistemas de almacenamiento con baterías para acercar su generación a un perfil de producción de 24 horas.

“Con esta nueva plataforma, ‘Nazca Renovables’ y sus tres portafolios, junto con consolidar nuestro crecimiento en Chile, nos abriremos a nuevas posibilidades: a través de convenios de energía renovable con clientes privados y próximamente, la incorporación de almacenamiento a través de baterías.

Con esto, Mainstream pasa a ser un actor protagónico en la descarbonización de la matriz eléctrica del país” dijo Manuel Tagle, gerente general de Mainstream Latam.

Humboldt, el primer portafolio de “Nazca Renovables”, recientemente cerró un Acuerdo de Compraventa de Energía (PPA) privado, que gatillará la construcción del parque eólico Entre Ríos, ubicado en Negrete, Región del Biobío, y el parque solar Tata Inti, en Pozo Almonte, región de Tarapacá, con una capacidad instalada de 255 MW.

Adicionalmente cabe recordar que, en enero de este año, Mainstream anunció un acuerdo con la empresa de inversión noruega Aker Horizons, que tiene una participación del 75% de la empresa global de energías renovables.

Como parte de esta nueva alianza, Mainstream y Aker Horizons, a través de su filial Aker Clean Hydrogen, colaborarán en la producción de hidrógeno y amoníaco verde en Chile y esperan liderar la creación de una cadena de valor verde en base a este nuevo combustible limpio.

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El Gobierno de Colombia alista dos nuevas licitaciones para líneas eléctricas de Alta Tensión

En el marco del “Plan de Expansión de 24 Referencia Generación – Transmisión 2016-2030”, la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) lanzó dos pre-convocatorias licitatorias. Cabe aclarar que en ambos casos el cronograma aún no está definido y, oportunamente, se dará a conocer.

Se trata, por un lado, de la subasta por la selección de un inversionista y un interventor para el diseño, adquisición de los suministros, construcción, operación y mantenimiento de la nueva subestación Alcavarán, en 230 kV (ver).

La obra requerirá de configuración interruptor y medio, con dos bahías de línea y dos bahías de transformación con sus respectivos cortes centrales para conformar dos diámetros completos a 230 kV, a ubicarse en inmediaciones del municipio de Yopal, en el departamento de Casanare.

La construcción de una línea doble circuito a 230 kV con una longitud aproximada de 130 km desde la nueva subestación Alcaraván a 230 kV, hasta la subestación San Antonio 230 kV.

Además, dos bahías de línea 230 kV en configuración interruptor y medio las cuales deberán quedar en diámetros diferentes, por lo que se deberán construir 2/3 de cada uno de los dos diámetros con sus respectivos cortes centrales, tipo “GIS” en la subestación San Antonio 230 kV.

Según el pre-pliego, el proyecto debe entrar en operación a más tardar el 30 de junio de 2025.

Por otro lado, se está convocando para la selección de un inversionista y un interventor para el diseño, adquisición de los suministros, construcción, operación y mantenimiento de la nueva subestación La Paz, en 230 kV (ver).

La obra requerirá de la configuración interruptor y medio, con tres bahías de línea y una bahía de transformación con sus respectivos cortes centrales para conformar un diámetro completo y dos diámetros incompletos (cada uno con 2/3 de diámetro) a 230 kV, a ubicarse en inmediaciones del municipio de Arauca en el departamento de Arauca.

Exige la construcción de una línea a 230 kV con una longitud aproximada de 230 km desde la nueva subestación Alcaraván a 230 kV, hasta la subestación Banadía 230 kV.

También solicita la instalación de reactores inductivos a 230 kV de 80 MVAr, con sus respectivos equipos de control y maniobra bajo carga, en cada uno de los extremos de la línea entre Alcaraván y Banadía 230 kV. Cada reactor deberá contar con reactor neutro. Se deberá ubicar un reactor monofásico en Alcaraván y otro Banadía de iguales características a los que se pondrán en funcionamiento de tal forma que dichos reactores monofásicos sirvan como reserva.

Se requerirá de una bahía de línea 230 kV en configuración interruptor y medio en la nueva subestación Alcaraván a 230 kV; y de dos bahías de línea 230 kV en configuración barra principal más transferencia en la subestación Banadía a 230 kV.

Además, contará con la construcción de una línea a 230 kV con una longitud aproximada de 90 km, desde la Subestación Banadía 230 kV hasta la nueva Subestación La Paz 230 kV; y el montaje de una línea doble circuito a 230 kV con una longitud aproximada de 1 km, desde la nueva Subestación La Paz 230 kV hasta interceptar la línea existente Caño Limón – Banadía 230 kV para reconfigurar en las líneas Caño Limón – La Paz 230 kV y La Paz – Banadía 230 kV.

El proyecto debe entrar en operación a más tardar el 31 de octubre de 2026, de acuerdo al pre-pliego.

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Advierten que la generación a gas impide sumar energías renovables en Panamá

¿Se les comunicó un plan de acción concreto para incorporar más energías renovables a la red? 

Aún no.

¿Cómo reciben el actual interés de las autoridades nacionales por inversiones en gas? 

Como dices, aparentemente al polémico proyecto a gas (en Gatún) lo dan como un hecho. Pero como Cámara nuestras dudas siguen estando. 

Inclusive hay otro proyecto fantasma de gas por ahí dando vueltas con 300 o 400 MW adicionales. 

Si consideramos esos proyectos, cuando estén listos dentro de dos o tres años, harán imposible que haya espacio para nueva generación renovable. 

¿Se acabarían las nuevas inversiones de energías renovables en el segmento utility scale? 

La generación de grandes lotes de renovables no se ve en los próximos años porque no hay espacio para una nueva licitación de energías renovables a largo plazo.

¿Qué expectativas tienen sobre la licitación de corto plazo? 

El proceso que permitirá que generadoras existentes presenten ofertas en agosto se convocó para cerrar los huecos que dejan esos proyectos fantasma de gas. Por eso, los contratos serán solo por tres años. Al menos, consideramos que habrá lugar para las renovables. 

¿Qué característica positiva destaca de este llamado? 

Hay un renglón que permite ofrecer sólo energía. Ahí las energías renovables provenientes de parques existentes de eólica y solar tienen una buena oportunidad para cotizar al mejor precio posible por los próximos dos años. 

¿Identifican algunas contras?

Bueno, precisamente porque no hay espacio para nueva capacidad, este proceso es solo para los proyectos que están en marcha, ya que deben entregar energía desde el 1 de noviembre. 

Lo agradecemos digamos sólo porque le da algún oxígeno a los colegas de energías renovables que ya están operando, pero esto no permite la entrada de nuevos proyectos. 

¿La única ventana de oportunidad para las energías renovables está en la generación distribuida? 

Se puede vender a grandes clientes. Pero lograr ese match con un gran proyectos no es sencillo y la duración de los contratos variará.  

En general, la red ya no es un espacio que se pueda disponer para grandes proyectos renovables a largo plazo. 

Lo que queda para todos los del rubro solar es avanzar con generación distribuida.La buena noticia es que se está creciendo a un ritmo cada vez más acelerado. Las señales son positivas.

¿Por ejemplo? 

El sector bancario junto al gobierno, el gremio empresario solar y un consultor especialmente contratado está desarrollando todo un plan para crear financiamiento bancario para proyectos privados. Entonces hay un camino para tratar de quitar el obstáculo de financiamiento que todos mencionamos. Estaremos expectantes a cuándo salga el informe del consultor y cuándo se ejecute. 

Mencionaste la oportunidad de vender energías renovables a grandes clientes. El año pasado, el secretario Jorge Rivera Staff, reveló a Energía Estratégica que evalúa la posibilidad de que las entidades de gobierno sean grandes clientes y empezar a fomentar la incorporación de techos solares  en sus oficinas, ¿han visto algún avance sobre el tema?

No. Solo fueron esas declaraciones que el secretario Staff les dió en relación a la intención de que por la figura de gran cliente el propio gobierno pueda contratar energía renovable en lo posible para bajar su costo eléctrico.  Esto sí requeriría de una licitación y un contrato a largo plazo. Esto es un escenario perfecto que mostraría a un gobierno dando señales verdes concretas y crear nuevas fuentes de energías renovables para incorporar a la red a través de licitaciones, que de otro modo no podrían crearse. Pero de aquella declaración, al hecho no ha pasado nada todavía. 

¿Pudieron avanzar con las mesas de trabajo multisectoriales de generación distribuida y acceso a la energía? 

Desde la última conversación que tuvimos no han habido nuevas reuniones en esas famosas mesas de trabajo.

En los encuentros pasados de la mesa de generación distribuida dimos todas las señales de lo que queríamos como cámara: facilitenos la permisología, quitenos los límites absurdos, déjenos actuar como mercado solo con restricciones técnicas bien fundamentadas. Y todo lo dicho allí como respuesta a nuestros pedidos era música para nuestros oídos como miembros de la cámara. Esperemos que se tomen al menos esas medidas. Es lo que necesitamos como sector. 

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Los aspectos más relevantes del nuevo reglamento de compensaciones del Impuesto Verde en Chile

Hasta el 3 de septiembre próximo, el Ministerio de Medio Ambiente pondrá a consideración de la ciudadanía un nuevo reglamento de compensaciones para el Impuesto Verde (ver) que “entrega nuevas herramientas para enfrentar la contaminación local, el cambio climático y mejorar la calidad de vida de las personas”, aseguran desde la cartera.

La propuesta, que comenzaría a regir desde el año 2023, permitirá que las empresas que deben pagar por sus emisiones puedan contrapesarlas con el financiamiento del desarrollo de proyectos sustentables.

Entre los emprendimientos de compensación se destacan los de reforestación, transporte público más limpio, aislamiento térmico de viviendas, recambio de calefactores por sistemas limpios y eficientes.

“Estos proyectos serán fiscalizados por entidades auditoras que utilizarán un sistema estricto de verificación antes de autorizarse la compensación, de modo de garantizar que el beneficio ambiental se materializó efectivamente”, advierten desde el Ministerio de Medio Ambiente.

Señalan que el espíritu de la medida apunta a que sean las mismas comunidades expuestas a las emisiones contaminantes las que reciban los beneficios de la compensación, estableciendo la siguiente restricción para contaminantes locales:

– Si la fuente que desea compensar esta en una zona saturada o latente, sólo puede compensar con proyectos de reducción que se ubiquen en la misma zona.

– Si la fuente que desea compensar no está en zona saturada o latente, sólo puede compensar con proyectos de reducción que se desarrollen en la misma comuna o en una adyacente a ella.

La demanda potencial de emisiones fue calculada de acuerdo a las emisiones totales que gravaría el impuesto con los ajustes de la ley que lo moderniza: 37.000.000 toneladas/año CO2 (42% emisiones inventariadas en el país para el sector energía); 10.000 toneladas/año MP (equivalente a las emisiones del sector industrial generadas en un año en la RM, Calama, Concepción Metropolitano y Concón, Quintero, Puchuncaví juntos); 54.000 toneladas/año SO2 y 60.000 toneladas/año de NOx.

Fuente: Ministerio de Medio Ambiente

Más cantidad de empresas pagarán el Impuesto Verde

Cabe recordar que actualmente en Chile operan dos impuestos verdes: uno para las fuentes fijas (industrias) y otro para las fuentes móviles (automotriz).

Este impuesto recae sobre industrias con calderas y/o turbina con potencia igual o superior a 50 MW térmicos. Para los contaminantes locales, el gravamen se calcula a nivel comunal, considerando el impacto generado por las emisiones, la calidad del aire, y la población afectada. Para el CO2, el impuesto es de US$ 5 por cada tonelada emitida.

Ahora, el nuevo reglamento incorpora a un espectro más amplio de industrias a que paguen a partir del 2023. Es que se modificaron los umbrales de afectación, por lo que deberán pagar las industrias que emitan 25.000 toneladas de CO2 al año o 100 toneladas de material particulado al año.

Con esta mejora, el impuesto será cobrado a más establecimientos industriales, enfocándose en sus emisiones y no en la tecnología que utilizan.

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GoodWe lanzará este 2021 un nuevo inversor hibrido de 100 kW para el sector comercial e industrial

GoodWe, distinguido como el productor de inversores de almacenamiento de energía número 1 a nivel mundial en 2020 por Wood Mackenzie, apuesta por ampliar su cuota de mercado en esta región.

Por eso, en línea con su slogan “Donde brilla el sol, ahí está GoodWe”, la empresa está avanzando sobre segmentos del mercado fotovoltaico claves para apalancar nuevas ventas.

Durante el más reciente evento de Latam Future Energy, Jorge Visoso, gerente de ventas para Latinoamérica de GooWe, identificó una marcada tendencia de empresas por incorporar instalaciones solares con baterías. Allí, se dirigiría su estrategia de GoodWe:

“Históricamente, GoodWe fabrica inversores predominantemente para el sector residencial y son productos muy maduros. Desde el año pasado empezamos a fabricar baterías para esos inversores y en este momento la capacidad de producción, diseño y acoplamiento de los productos es una prioridad”.

Ahora bien, en conversación con Nanda Singh, periodista de Energía Estratégica, Jorge Visoso adelantó cuál sería el próximo paso para su empresa y reveló que lanzará un nuevo inversor híbrido para atender la creciente demanda del sector que cada vez más incorpora sistemas fotovoltaicos con almacenamiento en baterías.

“Para finales de año, esperamos tener un inversor híbrido de 100 kW para usuarios comerciales e industriales y otro inversor acoplado a corriente alterna también de 50 kW y 100 kW”, indicó.

GoodWe ya cuenta con un inversor de almacenamiento para el segmento comercial e industrial denominado BTC de 50 kW, además de su serie A-ES que ya está disponible para todo el continente americano.

Ahora, la prioridad de este proveedor destacado de la industria es ubicar sus próximos productos de hasta 100 kW en esta región durante los próximos meses.

Gran escala 

Estarán disponibles en América Latina y el Caribe, más productos GoodWe para su aprovechamiento en plantas solares fotovoltaicas. Uno de estos es su inversor HT, cuya versión de 250 kW está por ser exportada también en los próximos meses a esta región.

Descubra más sobre la oferta de GoodWe en la región en el video de la ponencia destacada de Jorge Visoso durante el evento de Latam Future Energy.

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Señalan riesgos y retos de la energía solar en México

El avance de la energía solar en México continúa siendo una incertidumbre debido a la situación pandémica, el cese de algunas inversiones privadas y lo relacionado al marco legal en torno a la reforma de la Ley de la Industria Eléctrica. 

Sin embargo desde el sector en varias oportunidades los especialistas han comentado que la generación distribuida no se ha visto afectada de manera jurídica, por lo que puede haber un crecimiento desde ese aspecto. 

Incluso semanas atrás la Comisión Reguladora de Energía publicó un reporte donde, con los datos de fines del año pasado, esta alternativa ya había alcanzado una potencia instalada de 1.551,09 MW en 211.098 contratos de interconexión y bajo una inversión estimada de 2.712,16 millones de dólares. 

México superó los 1,5 GW de potencia instalada en generación distribuida

Ahora, Genaro Saucedo, consultor especializado en energías renovables, comentó los riesgos y retos que encuentra en el sector energético y puntualizó en los sistemas solares fotovoltaicos durante un webinar organizado por la Cámara Nacional de Manufacturas Eléctricas. 

“La generación distribuida nos da una gran oportunidad interesante de poder participar en el sector. Y en cierta manera el PRODESEN da un poco de certidumbre hacia dónde está el mercado y qué es lo que está planeado”. 

“Necesitamos saber cómo crecerá el sector, porque hay muchos proyectos que no continúan porque en la zona no hay infraestructura. Y ésta puede ser una limitante en cuanto al tamaño o hasta la posibilidad de instalación”, señaló.  

Además, el especialista observó que existen otros riesgos que se relacionan tanto desde el lado del desconocimiento, la falta de información de la Comisión Federal de Electricidad y diversos problemas en el proceso de interconexión. 

En detalle, apuntó que las amenazas son: 

Desconocimiento de los integradores de soluciones de la legislación vigente. 
Limitaciones de conocimiento técnico en el análisis del proceso de interconexión a las redes de distribución de CFE.
Falta de homologación de criterios, con base en la legislación vigente, de las áreas de CFE que interviene.
Insuficiente información en las facturas de la Comisión Federal de Electricidad de cálculos de la contraprestación en todas las tarifas que aplica la generación distribuida. 
Aceptación de viabilidad de proyectos fotovoltaicos sin un estudio adecuado de su comportamiento en la red general de distribución. 
Actos de corrupción en el proceso del contrato de interconexión.
Problemas de calidad de la energía. 

Mientras que desde el lado de los retos para que continúe el crecimiento de la industria solar, abordando desde el lado de la generación distribuida en el país, Genero Saucedo remarcó varios puntos en cuestión. 

Los mismos corresponden a la profesionalización del sector, ya sea desde el lado empresarial como de los instaladores; la revisión “adecuada” de las instalaciones en diversos esquemas tarifarios tales como DAC, PDBT, GDBT, ya que según sus palabras “no se revisan las conexiones eléctricas”. 

Además marcó como retos el hecho de la adecuación del mercado en torno a refaccionamiento y mantenimiento, la integración de redes inteligentes, el desarrollo de una adecuada integración de diversas fuentes de GD. Y continuó con la adaptación y suficiencia de la infraestructura en las redes generales de distribución. 

En este último punto hizo hincapié en “que realmente se pueda hacer la penetración de sistemas fotovoltaicos y tecnologías de generación distribuida de manera confiable”.

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¿Cuáles son los posibles valles de hidrógeno en Argentina?

El concepto de los valles de hidrógeno cada vez toma mayor fuerza y, bajo la Misión Innovación a, ya son diecinueve los países que se han sumado a esta iniciativa a lo largo de todo el mundo y en total se acumulan treinta y cinco valles de H2. 

Para poner en contexto y según lo define el propio archivo oficial, los valles del hidrógeno son ecosistemas regionales que unen la producción de  hidrógeno, el transporte y diversos usos finales tales como la movilidad o materia prima industrial, con tal de permitir el desarrollo de una nueva economía del hidrógeno.

Argentina aún no se ha sumado a esta iniciativa global, pero desde el sector ya han identificado algunos valles para avanzar con el vector energético previamente mencionado. Incluso, Hector Omar Etcheverry, director de desarrollo de proyectos de hidrógeno y eólicos de Haizea Energías Renovables, dialogó con Energía Estratégica sobre dicho tema. 

Y si bien marcó que “en el país hay dos valles de hidrógeno muy definidos, los cuales son el Noroeste Argentino con la energía fotovoltaica y otro en la Patagonia con la eólica”, también sostuvo que “Argentina es mucho más grande que eso y se podrían generar más valles”. 

A lo que refirió es que si se analiza el Noreste Argentina (NEA), allí también se podría producir H2 verde a partir de una energía primaria como la biomasa y ello podría crear que dicha zona tenga gas natural. 

En este caso aclaró que “obviamente hay que hacer una inversión muy importante en infraestructura, pero ya haríamos una directamente pensada en función de que el gas sea de hidrógeno”. 

De todos modos, no sólo se enfocó en esa región, sino que también apuntó a la creación de otro valle de hidrógeno en el centro del país debido a la cantidad de industrias siderúrgicas que posee y destacó que “está muy cercana a Rosario, por lo que podría ser un valle integrado para el mercado interno y la exportación”. 

“Además está la posibilidad de que la región de Cuyo, incluyendo a Neuquén por su integración con Chile, pueda ser otro valle de hidrógeno que se cree en el país”, agregó. 

Por otro lado señaló la importancia de Puerto Quequén, del municipio de Necochea, y del de Bahía Blanca, donde bajo su mirada se podrían formar otros dos valles en función de sus hinterland: “Ambos puertos seguramente sean dos polos de desarrollo del mercado interno, en cuanto a los fertilizantes, y también del mercado externo de exportación”

“Y seguramente pueden surgir más valles, y sería interesante que eso pase, porque en definitiva lo que debería buscar la ley de economía del hidrógeno en Argentina es un desarrollo de las economías regionales, un desarrollo territorial, que realmente sea federal e integre a todo el territorio”, manifestó. 

– ¿En qué podría beneficiar a Argentina? – Más allá del propio hecho que el vector energético reemplace a los combustibles fósiles y se reduzca la emisión de gases de efecto invernadero, Etcheverry explicó que “el hidrógeno viene a descarbonizar los sectores más complejos de la economía”. 

“Y por ende eso nos da una serie de posibilidades que otros vectores energéticos no nos están dando en este momento. Por algo el mundo está enfocado en desarrollar el hidrógeno verde”. 

También comentó que “la creación de los valles de hidrógeno apunta a tener ciudades más limpias, sustentables, más verdes y con un potencial de desarrollo muy importante”. 

Y continuó al detallar que “el H2 permite crear los proyectos en isla, donde no hay conexión a la red, y en determinadas zonas de nuestro país es factible que se den ese tipo de proyectos y se cree un valle de hidrógeno en una determinada región, ya sea con la industria y cantidad de viviendas que tenga”. 

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«Carta abierta»: El mensaje que la industria eólica envióa los líderes del G20

La Coalición Global quiere transmitir un mensaje claro: la acción para abordar el cambio climático se está retrasando y el tiempo se está acabando. Incluso bajo las promesas de “net zero” hechas recientemente por los miembros del G20, el mundo está girando hacia una vía de calentamiento global de 2.4 °C en este siglo.

Las decisiones tomadas en este año y en esta década son fundamentales para preservar nuestro planeta y evitar una catástrofe climática.

El G20 representa a la mayor parte de la población mundial y más del 80% de las emisiones globales de CO2 relacionadas con la energía, es por ello qué tienen el poder y el deber público de tomar en serio la mitigación del cambio climático.

Tal como lo han publicado AIE e IRENA, la energía eólica se convertirá en la principal fuente de generación eléctrica mundial para 2050, junto con la energía solar fotovoltaica. Es por ello, que desempeña un papel fundamental en la descarbonización del sistema energético.

Este cambio de paradigma se basa en el recurso eólico terrestre y marino casi ilimitado que está disponible en todas las regiones del mundo, su competitividad de costos y su rápida escalabilidad utilizando la tecnología ya existente.

En los últimos 20 años, la energía eólica ha demostrado su capacidad para aumentar la producción de manera exponencial, crear millones de empleos calificados y catalizar la renovación e inversión de infraestructura a gran escala.

Sin embargo, en los próximos 10 años, el despliegue eólico anual debe cuadruplicar los 93 GW instalados en 2020. La industria puede enfrentar este desafío, pero necesita de la colaboración de los gobiernos y otras partes interesadas.

Las previsiones de crecimiento actuales muestran que las instalaciones de energía eólica están muy por debajo del crecimiento necesario. Si este ritmo persiste, no alcanzaremos la capacidad eólica requerida para la neutralidad de carbono, un 43% para 2050; y estaremos efectivamente condenados a fallar en nuestros objetivos climáticos colectivos. Es necesario un cambio de política decisivo y urgente.

Actualmente, hay 56.000 GW de potencial técnico eólico marino fijo y flotante en los países que integran el G20. Sólo Argentina, Australia, Brasil, Canadá, China, Japón, Indonesia, México, Sudáfrica y los Estados Unidos albergan, al menos, 296.000 GW de potencial eólico terrestre.

La energía eólica debe convertirse en el motor de las economías del G20 en un mundo de 1,5 °C y ya puede comenzar a impulsar una recuperación ecológica de la pandemia de COVID-19. Pero la industria enfrenta cuellos de botella políticos y regulatorios críticos que impiden el despliegue de proyectos y bloquean el flujo de inversiones necesarias. Para resolver estos problemas, pedimos a los líderes mundiales y del G20:

● Aumentar la ambición en los objetivos de la energía eólica a nivel nacional a través de las estrategias climáticas nacionales, que reflejen mayor capacidad para la energía eólica y renovable, apuntando a los sectores nacionales intensivos en carbono, a través de asociaciones público-privadas, incentivos a energías renovables y planes de divulgación.
● Implementar políticas y marcos regulatorios efectivos para la adquisición y entrega de energía renovable, incluyendo esquemas de permisos razonables y optimizados, con una generación prioritaria para energías renovables y un desarrollo ambientalmente racional.
● Comprometerse con la construcción rápida de infraestructura de energía limpia, incluidas redes de transmisión, a través de la experiencia conjunta y un mayor diálogo entre los operadores del sistema, los reguladores y las empresas de servicios públicos para abordar los cuellos de botella y planificar la integración de la energía renovable a gran escala.
● Acordar mecanismos de fijación de precios del carbono, eficaces y creíbles, que reconozcan los costos sociales de las emisiones de gases de efecto invernadero y la contaminación, y puedan enviar señales de mercado claras.
● Alinear los flujos de financiación nacionales y regionales con los puntos de referencia para una vía que cumpla con los 1,5 ° C, incluyendo la orientación de la financiación pública hacia la transición energética.
● Desarrollar políticas cohesivas e inclusivas que dediquen recursos públicos al cambio hacia una economía neta cero, incluyendo esquemas de capacitación y transición laboral que puedan identificar oportunidades de empleo alternativo en energías limpias para trabajadores en industrias de extinción basadas en combustibles fósiles.

Debemos actuar con rapidez y con la fuerza colectiva del gobierno, los inversores, la industria y las comunidades.

Los representantes de la industria eólica mundial, estamos listos para trabajar con los países del G20 y las partes de la COP y signatarios del Acuerdo de París, el presidente designado de la COP26, las principales instituciones internacionales de energía y los principales bancos multilaterales de desarrollo para establecer con ambición, soluciones concretas para acelerar el despliegue de la energía eólica en esta década crucial.

Para leer la carta completa pueden ingresar al siguiente enlace https://gwec.net/wp-content/uploads/2021/07/GWEC-COP26-Coalition-July-2021-G20-Letter.pdf

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Córdoba: El Gobierno avanza con medidas para biocombustibles y bioenergías

Córdoba impulsa iniciativas para migrar hacia una nueva matriz energética, local y sostenible. El Programa de Autoconsumo de Biodiesel 100% (BIOCBA), promueve en Córdoba la autoproducción y autoconsumo de biodiesel en estado puro, sin mezclas con ningún combustible fósil, elaborado en planta propia o de terceros, con los objetivos de: Industrializar las economías regionales; promover el agregado de valor a la producción agropecuaria de la provincia; fortalecer las cadenas productivas; fomentar la generación de fuentes de empleo de arraigo; disminuir la emisión de gases de efecto invernadero; reducir la huella de carbono y beneficiar de manera directa la salud de los cordobeses por el reemplazo de combustibles fósiles.

En tal sentido, el 14 de julio se realizó una reunión con 160 organizaciones, a fin de dejar abiertas las inscripciones a los interesados en conformar el Consejo consultivo previsto por la Ley 10.721 de Promoción y Desarrollo de la Producción y Consumo de Biocombustibles y Bioenergía de Córdoba.

Asimismo, durante la reunión, se anunció la apertura del formulario de registro para inscribirse como Usuario de biodiesel, que estará disponible en el siguiente enlace: AUTOCONSUMO B100  CÓRDOBA – Ministerio de Servicios Públicos – Gobierno de la Provincia de Córdoba (cba.gov.ar).

Al respecto el secretario Sergio Mansur, desde la Secretaría de Biocombustibles y Energías renovables manifestó: «Nos acompañan más de 150 organizaciones. Esta participación siempre activa que caracteriza a los cordobeses, se pone de manifiesto cada vez que se generan espacios para pensar juntos un futuro sostenible con desarrollo productivo, equidad social, con respeto ambiental y mejores condiciones para la salud de los habitantes de Córdoba».

Por su parte, el ministro de Servicios Públicos Fabián López, remarcó que la conformación de este Consejo, forma parte de “buenas noticias que permiten avizorar hacia donde queremos ir. Estamos trabajando mirando hacia el futuro, con la participación de todos. Hay una gran cantidad de instituciones interesadas en participar de este Consejo previsto en el marco de la Ley 10.721 de Promoción y Desarrollo de la Producción y Consumo de Biocombustibles y Bioenergía de Córdoba, lo que genera una sinergia de trabajo y visión de futuro en la cual nos sentimos todos incluidos”.

Beneficios del Programa de Autoconsumo de Biodiesel 100%

Aquellos usuarios del biodiesel puro elaborado en planta propia o de terceros, recibirán una identificación específica que acreditará su pertenencia al Programa y la posibilidad de recibir beneficios indicados como “Sello B100”.

Se trata de beneficios especiales en puntuación y ponderación de ofertas en caso de participar en Compras Públicas o licitaciones de Obra Pública. Beneficios impositivos provinciales para la producción y uso de biocombustibles (para el autoconsumo) en la Provincia establecidos en Ley N° 10.724 y Ley N° 10.725. La posibilidad de que el usuario con planta propia que haya obtenido el Sello B100 podrá elaborar biodiesel para otro usuario que le provea los insumos (soja o aceite de soja. Y el financiamiento específico para la construcción de nuevas Plantas y adecuación de Plantas existentes.

El Estado provincial por Decreto Nº 319/2021, fijó un monto de $ 500 millones para la asistencia en adquisición de plantas productoras de biodiesel para autoconsumo, que abarca además a aquellas plantas existentes que busquen adecuarse para cumplir con los estándares del Programa. Esta asistencia se implementará mediante ayudas económicas no reintegrables, dirigidas según cada caso de la siguiente manera:

Plantas fabricadas y provistas por empresas radicadas en la Provincia de Córdoba: Hasta 15% del precio de compra de la Planta, con un tope de $2.625.000.
Plantas fabricadas y/o provistas por empresas radicadas fuera de la Provincia de Córdoba: hasta 10% del precio de compra de la Planta, con un tope de $2.500.000.

Financiamiento

Plazo máximo del préstamo: 48 meses, y hasta 6 meses de período de gracia para el pago de capital. Interés: 12% TNA.
Sector privado: hasta 90% del precio de compra de la Planta, deducido el monto subsidiado.
Municipios, Comunas y Consorcios: hasta el 100% del precio de compra de la Planta, deducido el monto subsidiado.

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El aporte hidroeléctrico de Yacyretá seguirá complicado hasta la primavera

El aporte de energía al sistema interconectado eléctrico argentino por parte de Yacyretá seguirá   complicado al menos hasta la primavera si se cumple el escenario climático estacional para el trimestre Julio-Agosto-Septiembre, elaborado por el Servicio Meteorológico Nacional, en términos de precipitación media esperable en la cuenca del Paraná que aloja a la central hidroeléctrica binacional.

“Se  prevé alta probabilidad de ocurrencia de valores inferiores a los normales (en cuanto a lluvias) para la porción argentina de la cuenca del Paraná de aporte directo a Yacyretá”, y  “la previsión elaborada por CPTEC-INMET-FUNCEME (Brasil) marca también una tendencia con precipitaciones inferiores a lo normal en la cuenca de aporte a Yacyretá en territorio brasilero”, describió la Entidad Binacional Yacyretá  (EBY).

“La probabilidad de ocurrencia de precipitaciones menores a lo normal se estima en torno al 40-50 por ciento, tanto en la porción argentina como brasilera”, se indicó.

Las menores precipitaciones son históricas y la baja del caudal del embalse de la hidroeléctrica también, al punto que está complicando la navegación aguas abajo, el suministro de agua potable en Santa Fe, y hasta la provisión de agua al complejo nuclear Atucha. La situación está obligando a un mayor uso de gas y de combustibles líquidos para generar en las usinas térmicas.

Asimiso, el Secretario de Energía, Darío Martínez, sostuvo que “estamos batiendo récords en generación de energías renovables y también muy conformes con la evolución de la generación distribuida teniendo en cuenta la situación particular que se da este año con respecto a los problemas de hidraulicidad por la bajante histórica del Río Paraná”.

Durante la última semana el caudal afluente promedio del río Paraná fue de 6.400 m3/s, con valor máximo de 7.400 m3/s, y mínimo de 5.500 m3/s.Los caudales en Yacyretá para los próximos días estarán acordes a la operación de las centrales hidroeléctricas aguas arriba, y a la evolución real de las precipitaciones pronosticadas sobre su cuenca de aporte. Del análisis efectuado con la información disponible hasta el momento sitúa dichos valores en el rango de los 5.000 a 6.000 m3/s.

SITUACION  PRECEDENTE

Seguido a un segundo semestre de 2019 caracterizado por precipitaciones inferiores a lo normal en la cuenca del Paraná de aporte a Yacyretá, la tendencia se acentuó en el 2020, resultando ser el quinto año más seco desde 1961. El déficit de lluvia osciló mayormente entre el 20 % y 60 % respecto de los valores considerados como normales.

En términos de caudales, a la altura del Complejo Hidroeléctrico Yacyretá,  en 2020 el caudal afluente medio anual fue igual al registrado en el año 1917,  9.300 m3/s, siendo este valor el octavo más bajo de la serie 1901-2020.

El primer mes de 2021 finalizó con un caudal promedio de 10.700 m3/s, que representa apenas el 70 % del caudal medio mensual para enero considerando la serie 1901-2020.

Febrero comenzó con caudales normales, debido a los incrementos generados por las lluvias de fin de enero, pero su segunda quincena se posicionó con caudales en consonancia con la coyuntura hidrológica general del Paraná.  Febrero promedió los 13.300 m3/s, es decir, un 79 % del caudal medio mensual de la serie 1901-2020.

El mes de marzo finalizó con un caudal promedio de 9.400 m3/s, siendo este caudal el séptimo más bajo, para el mismo mes, de la serie 1901-2020.

En abril el caudal promedio fue de 7.100 m3/s, siendo el segundo valor más bajo para este mes, luego del correspondiente al año 2020, para la serie de caudales 1901-2020.

En  mayo promedió los 7.000 m3/s. Este valor de caudal medio mensual resultó el segundo más bajo de los últimos 120 años (serie 1901-2020) luego del registrado en mayo de 1914 (6.800 m3/s).

En el mes de junio el caudal afluente mensual promedió los 6.200 m3/s, siendo este valor igual al registrado en 1934 y el segundo valor de caudal más bajo de la serie 1901-2020. Representó apenas un 6 % más de caudal que el mínimo registrado en junio (año 1944), 5.800 m3/s. “La tendencia de valores de caudales registrados está asociada a la persistente escasez de precipitaciones ocurridas en la cuenca del río Paraná aportante a Yacyretá  (del orden del millón de kilómetros cuadrados), donde se observaron fuertes anomalías negativas (por debajo de la normal) para el período julio 2020 – junio 2021”, puntualizó la EBY.

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Presionado por Rucci, Pereyra sobreactúa y encabeza asambleas para discutir los cambios a la adenda de Vaca Muerta que había validado

El secretario general del sindicato de petroleros privados de la cuenca neuquina, Guillermo Pereyra, negoció con el presidente de YPF, Pablo González, una serie de modificaciones a la adenda del convenio colectivo de trabajo de Vaca Muerta que Mauricio Macri había impulsado en 2017. La firma del nuevo documento se iba a concretar el martes pasado en Neuquén, pero Marcelo Rucci, el segundo de Pereyra y su posible sucesor en las próximas elecciones del gremio, frustró el acuerdo porque los cambios le parecieron insuficientes. Desairado, ahora Pereyra organizar asambleas en los distintos yacimientos, pero no para defender el acuerdo sino para cuestionarlo en un intento por fortalecerse en la disputa interna por el control del gremio.

Los cambios en el convenio

Los cambios que impulsó Macri en 2017 apuntaron a reducir los costos de perforación y completación de pozos en los yacimientos no convencionales. Por ejemplo, la adenda firmada entonces redujo de 16 a 13 la dotación de operarios asignados a los servicios de estimulación y fracturas de pozos. Ahora el sindicato quiere que vuelvan a ser 16 personas porque argumentan que desde entonces la cantidad de fracturas por día se duplicó o incluso se triplicó.

González y Pereyra negociaron en principio elevar el número de operarios a 14 por dotación, siempre que la cantidad de etapas realizadas por día se mantenga por encima de un determinado parámetro. Sin embargo, Rucci se plantó y exigió que vuelvan a ser 16.

También se había negociado sumar un asistente en el proceso de completación de pozos en la parte de gestión de arenas y otro en los equipos de perforación de poca de pozo, pero ahora todo el acuerdo quedó en suspenso.

Disputa gremial

El acuerdo entre Pereyra y González se supone que había sido validado tanto por las empresas como al interior del sindicato. De hecho, el día de la firma del documento en Neuquén estaban presentes los representantes de las principales petroleras y de las cámaras del sector.

Además de Pereyra y González, la lista de asistentes incluía a Marcelo Aldeco, director de Relaciones Laborales de YPF; Rodrigo Ramacciotti, vicepresidente de Relaciones Laborales de PAE; directores de Vista y Tecpetrol, representes de la Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos (CEPH) y la Cámara de Empresas de Operaciones Petroleras Especiales (CEOPE) y el propio Rucci, que pateó el tablero.

Pereyra encabeza una asamblea en uno de los yacimientos de Vaca Muerta.

Ahora Pereyra y el propio Rucci iniciaron una serie de recorridas por los yacimientos. Ya estuvieron en YPF (Loma Campana), Tecpetrol (Fortín de Piedra), Pluspetrol (La Calera) y Total (APE). Y el recorrido seguirá PAE (Bandurria Centro), Vista, Shell y Pampa Energía.

La explicación de lo ocurrido obedece fundamentalmente a la tensión que existe en el sindicato de cara a la renovación de autoridades que se debería llevar adelante en el segundo semestre o a más tardar a comienzos del año próximo.

Esa disputa también representa un desafío para Pablo González que fue el encargado de negociar en nombre de las empresas y con la marcha atrás de último momento su papel también quedó desdibujado.

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Reclaman al G20 mayor liderazgo en el desarrollo de las energías renovables

La Cámara Eólica Argentina (CEA), junto a los principales asociaciones y empresas de la industria eólica mundial, y con el liderazgo de GWEC (Global Wind Energy Council), pide a los miembros del G20 que muestren mayor liderazgo en la crisis climática, elevando las ambiciones nacionales y presentando urgentemente planes concretos para aumentar la producción de energía eólica para reemplazar los combustibles fósiles.

La Coalición Global de Energía Eólica para la COP26 presentó una carta abierta a todos los Jefes de Estado del G20, antes de las sesiones Ministeriales sobre Medio Ambiente, Clima y Energía que se celebrarán en Nápoles del 22 al 23 de julio de 2021. La Coalición Global quiere transmitir un mensaje claro: la acción para abordar el cambio climático se está retrasando y el tiempo se está acabando. Incluso bajo las promesas de “net zero” hechas recientemente por los miembros del G20, el mundo está girando hacia una vía de calentamiento global de 2.4 °C en este siglo. Las decisiones tomadas en este año y en esta década son fundamentales para preservar nuestro planeta y evitar una catástrofe climática.

El G20 representa a la mayor parte de la población mundial y más del 80% de las emisiones globales de CO2 relacionadas con la energía, es por ello qué tienen el poder y el deber público de tomar en serio la mitigación del cambio climático. Tal como lo han publicado AIE e IRENA, la energía eólica se convertirá en la principal fuente de generación eléctrica mundial para 2050, junto con la energía solar fotovoltaica. Es por ello, que desempeña un papel fundamental en la descarbonización del sistema energético. Este cambio de paradigma se basa en el recurso eólico terrestre y marino casi ilimitado que está disponible en todas las regiones del mundo, su competitividad de costos y su rápida escalabilidad utilizando la tecnología ya existente.

En los últimos 20 años, la energía eólica ha demostrado su capacidad para aumentar la producción de manera exponencial, crear millones de empleos calificados y catalizar la renovación e inversión de infraestructura a gran escala. Sin embargo, en los próximos 10 años, el despliegue eólico anual debe cuadruplicar los 93 GW instalados en 2020. La industria puede enfrentar este desafío, pero necesita de la colaboración de los gobiernos y otras partes interesadas.

Las previsiones de crecimiento actuales muestran que las instalaciones de energía eólica están muy por debajo del crecimiento necesario. Si este ritmo persiste, no alcanzaremos la capacidad eólica requerida para la neutralidad de carbono, un 43% para 2050; y estaremos efectivamente condenados a fallar en nuestros objetivos climáticos colectivos. Es necesario un cambio de política decisivo y urgente.

Actualmente, hay 56.000 GW de potencial técnico eólico marino fijo y flotante en los países que integran el G20. Sólo Argentina, Australia, Brasil, Canadá, China, Japón, Indonesia, México, Sudáfrica y los Estados Unidos albergan, al menos, 296.000 GW de potencial eólico terrestre.

La energía eólica debe convertirse en el motor de las economías del G20 en un mundo de 1,5 °C y ya puede comenzar a impulsar una recuperación ecológica de la pandemia de COVID-19. Pero la industria enfrenta cuellos de botella políticos y regulatorios críticos que impiden el despliegue de proyectos y bloquean el flujo de inversiones necesarias. Para resolver estos problemas, pedimos a los líderes mundiales y del G20:

Aumentar la ambición en los objetivos de la energía eólica a nivel nacional a través de las estrategias climáticas nacionales, que reflejen mayor capacidad para la energía eólica y renovable, apuntando a los sectores nacionales intensivos en carbono, a través de asociaciones público-privadas, incentivos a energías renovables y planes de divulgación.Implementar políticas y marcos regulatorios efectivos para la adquisición y entrega de energía renovable, incluyendo esquemas de permisos razonables y optimizados, con una generación prioritaria para energías renovables y un desarrollo ambientalmente racional.Comprometerse con la construcción rápida de infraestructura de energía limpia, incluidas redes de transmisión, a través de la experiencia conjunta y un mayor diálogo entre los operadores del sistema, los reguladores y las empresas de servicios públicos para abordar los cuellos de botella y planificar la integración de la energía renovable a gran escala.Acordar mecanismos de fijación de precios del carbono, eficaces y creíbles, que reconozcan los costos sociales de las emisiones de gases de efecto invernadero y la contaminación, y puedan enviar señales de mercado claras.Alinear los flujos de financiación nacionales y regionales con los puntos de referencia para una vía que cumpla con los 1,5 ° C, incluyendo la orientación de la financiación pública hacia la transición energética.Desarrollar políticas cohesivas e inclusivas que dediquen recursos públicos al cambio hacia una economía neta cero, incluyendo esquemas de capacitación y transición laboral que puedan identificar oportunidades de empleo alternativo en energías limpias para trabajadores en industrias de extinción basadas en combustibles fósiles.

Debemos actuar con rapidez y con la fuerza colectiva del gobierno, los inversores, la industria y las comunidades. Los representantes de la industria eólica mundial, estamos listos para trabajar con los países del G20 y las partes de la COP y signatarios del Acuerdo de París, el presidente designado de la COP26, las principales instituciones internacionales de energía y los principales bancos multilaterales de desarrollo para establecer con ambición, soluciones concretas para acelerar el despliegue de la energía eólica en esta década crucial.

Para leer la carta completa pueden ingresar al siguiente enlace https://gwec.net/wp-content/uploads/2021/07/GWEC-COP26-Coalition-July-2021-G20-Letter.pdf

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“Cómo aprovechar y desarrollar la potencialidad energética de Argentina”

Consideremos el potencial de Vaca Muerta, segunda mayor reserva de gas no convencional y cuarta mayor reserva de petróleo no convencional del planeta. Sumemos la capacidad productiva del Golfo San Jorge, la eólica del sur del país, la del sur de la provincia de Buenos Aires y de la provincia de Neuquén. Agreguemos el sol del NOA y una de las reservas de litio más grandes del mundo -en nuestra Puna- que llevaría a desarrollar un fructífero escenario de participación en la industria del almacenamiento energético. No me quiero olvidar del hidrógeno, con una gigantesca oportunidad de desarrollo, que podría […]

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Neuquén: Fortín de Piedra produjo 46% más que en abril

La producción de gas de dicha planta alcanzó en junio los 13,76 millones de m3 diarios, lo que representa 21 por ciento más que en mayo y 45% más que en abril, según datos de la Secretaría de Energía de la Nación. Es el mayor yacimiento de shale gas del país y es operado por Tecpetrol, retomó la senda de crecimiento de la mano del Plan Gas.Ar y apunta a batir su récord. La petrolera del Grupo Techint logró en un tiempo récord de un año y medio y con una inversión de más de US$ 2.100 millones, que la […]

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Gracias a grandes inversiones e disparan la producción de gas, petróleo y hidrocarburos

Las inversiones en hidrocarburos y la producción de gas y petróleo avanzan a paso firme. En los primeros seis meses desde que hace que esta en vigencia del Plan GasAr ya se logró detener la baja de la producción de gas que se arrastraba desde el segundo semestre de 2019, y en los últimos 2 meses , ya se superó el registro del año pasado, en particular por el incremento de actividad en Vaca Muerta, según datos oficiales. Los datos oficiales de junio revelaron una producción de petróleo convencional de 1.476.784 m3 y unos 666.498 m3 de shale, mientras que […]

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“Los biocombustibles pueden generar ingresos por más de u$s3.500 millones por año”

El director ejecutivo de la Asociación Argentina de Biocombustibles e Hidrógeno (AAByH), Claudio Molina, describió cuál es la actual situación de la industria del biodiésel y bioetanol en medio de la pandemia, analizó la estructura de precios vigente y aseguró que este sector tiene un potencial para generar ingresos por u$s3.500 millones al año. ¿En qué estado se encuentra la industria de los biocombustibles? Claudio Molina: La situación del segmento de la industria de biocombustibles que abastece al mercado interno, principalmente en el caso del biodiésel, es muy mala. Las ventas al mercado interno en 2020 fueron las más bajas […]

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Bolivia: Según expertos el aumento de la demanda interna de gas obligará a bajar exportaciones

El Gobierno nacional y Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) anunciaron para esta gestión cerca de 90 mil nuevas conexiones de gas domiciliario; sin embargo, especialistas coinciden en que el consumo interno de gas, sumado a la exportación, están a punto de sobrepasar la producción nacional y, en esa tendencia, el país tendrá que reducir las exportaciones para garantizar el abastecimiento local. Uno de los últimos acontecimientos que reflejan la caída de la producción de gas se suscitó en Bermejo, Tarija (el departamento con mayor producción de gas), cuya población no cuenta con el suficiente gas para las industrias, vehículos y […]

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Petroleros Jerárquicos dio más días para presentar documentación de Declaraciones Juradas

Por disposiciones de la comisión directiva que encabeza el secretario general, José Dante Llugdar, el Sindicato del Personal Jerarquico y Profesional del Petróleo y Gas Privado de la Patagonia Austral, informó a sus afiliados que, con turno previo asignado, tienen tiempo hasta el viernes 30 de julio de 2021 inclusive para acercar su documentación de declaraciones juradas de Ganancias y Bienes Personales 2020. El  Sindicato del Personal Jerarquico y Profesional del Petróleo y Gas Privado de la Patagonia Austral resolvió dar continuidad a la atención de los afiliados para la presentación de las Declaraciones Juradas, la cual se seguirá llevando […]

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Ladmill: experiencia y confianza en tableros eléctricos.

Ladmill Argentina fue creada en el año 1999 y se ubica en la ciudad de Berazategui, en la zona sur del conurbano bonaerense. La empresa se dedica a la fabricación de Tableros Eléctricos, Celdas de Media Tensión y Protectores Electrónicos para motores eléctricos trifásicos de baja y media tensión. En su planta fabrican equipos de arranque (para Motores Eléctricos a Tensión Reducida) y Electrónico, como ser Variadores de Frecuencia y Arranque Suaves, equipos de Arranque, equipos de arranque a Plena Tensión, seccionador de Cuchillas con Corte Visible montado en Gabinete de Seguridad Aumentada ( Antiarco) y Contactor Tripolar con Cápsulas […]

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Darío Martínez y Martín Gill evaluaron el avance de obras financiadas por el Estado Nacional en Neuquén

El Secretario de Energía y el Secretario de Obras Públicas estuvieron en Centenario, en la ciudad de Neuquén y en Añelo, donde recorrieron el yacimiento Loma Campana. “Estamos logrando resultados muy importantes, el Plan Gas.Ar está siendo un éxito”, expresó esta tarde Darío Martínez en la localidad de Añelo, donde junto a Martín Gill se reunieron con el intendente Milton Morales y anunciaron la firma de un convenio para la construcción del Parque Barda Este, una obra única en el país que contará con una inversión de $680 millones del Estado Nacional. Posteriormente, los funcionarios nacionales supervisaron el funcionamiento del […]

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Alerta en Uruguay por un proyecto argentino de exploración de hidrocarburos

El proyecto argentino de exploración de hidrocarburos en un área contigua a la zona común de pesca con Uruguay tiene en alerta al gobierno de Luis Lacalle Pou, reveló el diario montevideano El País. El ministerio de ambiente uruguayo está evaluando los posibles efectos negativos sobre la biodiversidad, a fin de determinar si amerita un planteo formal a la administración de Alberto Fernández. Argentina concedió a una empresa noruega los derechos para buscar hidrocarburos en sus aguas territoriales, a 300 km mar adentro frente a las cosas de Mar del Plata. El ministerio de ambiente del Uruguay ya tiene un […]

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Plan de energía limpia de Biden, clave para restaurar la pérdida de empleos en la industria: funcionaria EEUU

El sector energético de Estados Unidos perdió el 10% de su fuerza laboral el año pasado por los efectos de la pandemia de coronavirus, según un informe presentado el lunes por funcionarios del gobierno, quienes dijeron que el plan de energía limpia del presidente Joe Biden era fundamental para revivir la industria. La fuerza laboral del sector energético de Estados Unidos, desde los combustibles fósiles hasta la energía solar, eliminó 840.000 puestos de trabajo en 2020 a medida que la crisis de salud mundial mermó la demanda de combustibles para el transporte y ralentizó los nuevos proyectos, según el informe […]

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OPEP y aliados buscan reducir los precios del petróleo aumentando la producción

La Organización de Países Productores y Exportadores de Petróleo (OPEP), entre los que se incluye Venezuela, y sus países asociados, liderados por Rusia, acordaron este domingo aumentar la producción de crudo buscando asi reducir los precios y bajar la presión sobre la economía global. Según informó la alianza que se conoce como OPEP+, la medida se aplicará de forma escalonada en los próximos cinco meses, empezando en agosto, hasta llegar a dos millones de barriles diarios (mbd) adicionales en diciembre. Se espera también que tenga un impacto sobre el costo de los combustibles para los consumidores, que también se han […]

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Medio Oriente es la región que liderará el crecimiento de la capacidad en la industria global de procesamiento de gas entre 2021 y 2025.

Un informe de una compañía líder en datos y analítica realizó un ranking de las regiones y continentes que más plantas construirán. Estados Unidos quedó en tercer lugar. Representará alrededor del 37% del crecimiento global de la capacidad de procesamiento del combustible para 2025, así lo anunció la firma líder en datos y analítica, GlobalData. En el informe de Perspectivas de la Capacidad Global de Procesamiento de Gas, la empresa de datos reveló que Medio Oriente tendrá una capacidad adicional de 21 mil millones de pies cúbicos por día (bcfd) para 2025. De ese total, 19,4 bcfd son proyectos que […]

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Carta abierta de la industria de la energía eólica a los líderes del G20: “Ya es hora de tomar en serio el papel clave de las energías renovables”

Buenos Aires, 19 de julio de 2021. La Cámara Eólica Argentina (CEA), junto a los principales asociaciones y empresas de la industria eólica mundial, y con el liderazgo de GWEC (Global Wind Energy Council), pide a los miembros del G20 que muestren mayor liderazgo en la crisis climática, elevando las ambiciones nacionales y presentando urgentemente planes concretos para aumentar la producción de energía eólica para reemplazar los combustibles fósiles. La Coalición Global de Energía Eólica para la COP26 ha presentado una carta abierta a todos los Jefes de Estado del G20, antes de las sesiones Ministeriales sobre Medio Ambiente, Clima […]

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ACERA propone que la norma técnica del gas inflexible expire en los próximos cinco años

Ayer, la Comisión de Energía y Minería de la Cámara de Diputados y Diputadas de Chile inició el segundo debate sobre la nueva norma técnica de Gas Natural Regasificado que presentó la Comisión Nacional de Energía (CNE) a consulta pública (descargar).

Allí, Carlos Finat, director ejecutivo de la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento  (ACERA AG), reconoció que “el gas natural, sin dudas, es necesario para la operación segura y económica del Sistema Eléctrico Nacional (SEN) y para apoyar la transición energética en los próximos años”.

Sin embargo, ante la decisión de la CNE de mantener la norma técnica (introduciendo como nueva medida la fijación de ciertos volúmenes anuales de gas inflexible, de acuerdo al criterio de consumo que se prevea que pueda necesitarse), el directivo solicitó incorporar una serie de medidas.

Propuso, por un lado, que el proceso de contratación de volumen de gas considerado inflexible sea “auditado, transparente e informado a todos los agentes”. Esto es importante porque “una central solar quiere saber cómo serán sus ingresos en los próximos días”, resaltó Finat.

Según datos de la CNE, durante el 2019 el 62% del gas despachado fue declarado como inflexible, mientras que en el 2020 el volumen llegó hasta el 42%. “Es extremadamente relevante saber si existe un riesgo de gas inflexible o no para hacer previsiones”, advirtió el ejecutivo al respecto.

Por otro lado, el gremialista planteó que la norma técnica “debe tener un plazo de expiración” porque, de otro modo, no se están generando “señales de inversión para mejorar la capacidad de almacenamiento de GNL”.

“Nuestra propuesta es que en 5 años la norma vaya reduciendo su limitación hasta llegar a cero”, solicitó Finat, y calculó que ese lapso será prudencial para que las empresas gasíferas puedan generar capacidad de almacenamiento del fluido, de manera tal de modificar sus contratos y virar hacia la flexibilidad.

El problema del almacenaje

El director ejecutivo de ACERA AG explicó que actualmente las dos terminales portuarias de Chile adaptadas para recibir GNL no están dimensionadas para otorgar flexibilidad a la cadena de abastecimiento de GNL.

Precisó que el puerto de Quinteros sólo podría albergar dos barcos y medio de GNL, mientras que el de Mejillones sólo uno y medio, es decir, “no podrían descargarse dos naves consecutivamente”, advirtió Finat.

En efecto, para el especialista, el hecho de que la norma técnica plantee un plazo de expiración de un lustro con porcentajes de gas inflexibles que se vayan reduciendo generaría la necesidad de adaptación por parte de las empresas.

“Hoy día quien trae gas tiene resuelto el problema de la flexibilidad y, por lo tanto, no tiene ninguna señal para invertir en capacidad de almacenamiento”, justificó el directivo.

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Alfonso Durazo: “Por primera vez en la historia Sonora será exportadora de energía”

La proyección del parque solar en el Estado de Sonora, al norte de México, avanza con creces en el último tiempo. A mediados del mes pasado Andrés Manuel López Obrador le encargó al gobernador electo, Alfonso Durazo Montaño, que continúe con la idea bajo la gestión de la Comisión Federal de Electricidad. 

En esta oportunidad el mandatario estatal que iniciará su administración a partir del 13 de septiembre informó sobre el progreso de la central fotovoltaica y señaló que “por primera vez en la historia Sonora será exportadora de energía, cuando siempre hemos sido importadores netos”.

A lo que refirió el funcionario es que el excedente de energía será vendido al Estado vecino de Baja California y de esta manera evitar que dicha entidad le compre energía a Estados Unidos, precisamente a California. 

Y para poner un poco más en contexto, Daniel Gutiérrez Topete, director del Clúster Energético de Baja California, tiempo atrás le comentó a Energía Estratégica que “entre mayo y septiembre de cada año hay un déficit de 600 MWh”. 

Mientras que en aquel entonces afirmó que dicha zona es la “segunda más cara del país dado que el monto del watt aquí varía según la hora del día y la temporada del año, entre 400-500 MXN a 1700 MXN”. 

La falta de permisos de interconexión impide el avance de utility scale renovables en Baja California

Dentro de las futuras obras de la planta fotovoltaica se contempla tanto la construcción de “la octava planta solar más grande del mundo” – las autoridades nacionales han comentado que la potencia podría ser cercana a 1000 MW – como así también un tendido de alta tensión desde Puerto Peñasco hacia Baja California.

Y cabe destacar que para este proyecto se planifica una inversión de 1.685 millones de dólares hasta diciembre del 2023, según afirmó Alfonso Durazo Montaño; mientras que el terreno disponible será de dos mil hectáreas cedidas por un empresario hotelero. 

“Esta planta de energía va a satisfacer las necesidades actuales y proyectadas a veinticinco años para la región de Puerto Peñasco, Sonoyta, San Luis Río Colorado, Caborca, y toda esa región noreste del Estado”. 

“Es decir, hay una proyección garantizada de energía eléctrica para el desarrollo de esa región por los próximos veinticinco años, además del excedente que será vendido a Baja California”, remarcó el gobernador electo. 

Además, el proyecto podría implicar una reducción de costo de la energía en Sonora ya que, por lo que manifestó Durazo, el objetivo del parque solar fotovoltaico está puesto en que las ganancias que le correspondan al gobierno estatal se utilicen para “amortiguar los costos de la energía eléctrica de las familias de más bajos recursos”. 

Por último y en lo que respecta a quién llevará adelante la construcción de la planta, el funcionario estatal aseguró que “los constructores se definirán en una licitación pública abierta” y que se le dará “a quien presente el mejor proyecto y las mejores condiciones”. 

Sin embargo habrá que esperar hasta octubre para que haya más novedades sobre este tema dado que aún se encuentran trabajando en diversos puntos relacionados al emprendimiento. 

Pero lo que sí está seguro es que toda la parte técnica y administrativa la manejará la Comisión Federal de Electricidad (CFE), quien poseerá el 54% de las acciones, mientras que el gobierno de Sonora tendrá el 46% restante. 

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«SolarAPP+»: La plataforma que lanza Estados Unidos para agilizar trámites de generación distribuida

El Departamento de Energía de Estados Unidos (DOE) lanzo su plan»Summer of Solar 2021″ con el lanzamiento a nivel nacional de la herramienta Solar Automated Permit Processing Plus (SolarAPP+), una plataforma web gratuita que permite a las administraciones locales agilizar la revisión y aprobación de los permisos de instalación solar residencial.

Desarrollada por el Laboratorio Nacional de Energías Renovables (NREL) del DOE, SolarAPP+ reducirá drásticamente los obstáculos a la implantación de la energía solar, estimulará el desarrollo económico de las comunidades y promoverá los objetivos de energía limpia de la Administración Biden-Harris.

«Estamos acelerando el futuro de la energía limpia en Estados Unidos reduciendo la burocracia para que sea más barato y fácil para los propietarios acceder a la energía del sol», destaca la Secretaria de Energía Jennifer M. Granholm.

«SolarAPP+ eliminará la burocracia para acelerar la concesión de permisos, ayudando a los propietarios de viviendas a instalar más rápidamente paneles solares en sus tejados, añadiendo gigavatios de electricidad limpia a la red nacional, al tiempo que se crean puestos de trabajo bien remunerados. Hoy desafío a las localidades de todo el país a que lleven el SolarAPP+ a sus ciudades».

El coste de la energía solar ha disminuido en un 90% durante la última década, sin embargo, las instalaciones solares siguen siendo el mayor obstáculo para muchas familias estadounidenses interesadas en la energía solar.

Jennifer M. Granholm es la segunda mujer en dirigir el Departamento de Energía de los Estados Unidos (DOE).

Los procesos de obtención de permisos para instalaciones solares varían mucho en todo el país: algunos clientes esperan semanas o meses para obtener la aprobación y los instaladores solares tienden a evitar trabajar en zonas con procesos de permisos difíciles.

SolarAPP+ resuelve este problema proporcionando a los contratistas de energía solar de todo el país un proceso estandarizado y automatizado de obtención de permisos para instalaciones residenciales.

SolarAPP+ revisa las solicitudes de proyectos solares para comprobar el cumplimiento del código de construcción y aprueba al instante los permisos que cumplen las especificaciones adecuadas, lo que facilita y agiliza la tramitación y expedición de permisos por parte de las administraciones locales.

Se ha demostrado que los gobiernos locales que agilizan los permisos, con programas similares a SolarAPP+, aumentan las instalaciones solares residenciales en un 600%.

El programa piloto SolarAPP+ comenzó en cuatro comunidades de Arizona y California el año pasado. Desde entonces, las cuatro comunidades -Tucson (AZ), el condado de Pima (AZ), Menifee (CA) y Pleasant Hill (CA)- han puesto en marcha SolarAPP+ con grandes resultados.

En Tucson, por ejemplo, SolarAPP+ redujo las revisiones de permisos de aproximadamente 20 días hábiles a cero. En todo el país, el 25% de los proyectos tardan más de dos semanas en obtener el permiso y el 5% tardan más de un mes.

SolarAPP+ realiza automáticamente comprobaciones de cumplimiento del código para garantizar la seguridad y genera una lista de comprobación de inspección estandarizada para que los instaladores e inspectores la utilicen para verificar el cumplimiento sobre el terreno.

Las revisiones de cumplimiento de la herramienta se basan en los códigos modelo internacionales que utilizan casi la mitad de las autoridades encargadas de conceder permisos del país, incluido el Código Eléctrico Nacional de 2017, de modo que las aplicaciones cumplen desde el principio.

Al comienzo del verano de 2021, el país alcanzó importantes hitos en materia de energía solar, logrando más de 100 gigavatios (GW) de capacidad solar instalada y 3 millones de instalaciones solares en todo el país.

Para aprovechar este importante crecimiento, el DOE está lanzando la campaña «Summer of Solar» para educar al público sobre la energía solar y para apoyar un nuevo objetivo del DOE de conseguir el compromiso de 125 gobiernos locales de inscribirse para aprender más sobre SolarAPP+ para finales de septiembre de 2021.

El NREL ha desarrollado SolarAPP+ en colaboración con los responsables de la seguridad de los edificios y los líderes de la industria solar, como el International Code Council, la International Association of Electrical Inspectors y UL.

El NREL ha firmado un memorando de entendimiento con UL para gestionar y desplegar el software antes de 2023. La Oficina de Tecnologías de la Energía Solar del DOE financia el desarrollo de la herramienta.

Los gobiernos locales y los instaladores pueden inscribirse para empezar aquí o aprender más sobre SolarAPP+ en estos próximos seminarios web:

 

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Huawei Solar llega a Uruguay de la mano de EFERGÍA

La energía renovable ha sido el gran protagonista del sector eléctrico en Uruguay, acompañando las tendencias mundiales, convirtiéndose en uno de los países modelos de la región.

La solar fotovoltaica cuenta con varios parques en operación en Uruguay y se vislumbra que seguirá aumentando en el corto plazo mediante la generación distribuida. Esta tecnología, que está disponible para hogares e industrias, gracias a la Ley de Microgeneración, permite que cualquier usuario de UTE pueda generar su propia energía.

Los incentivos existentes, por ejemplo, el que establece COMAP, han generado una verdadera transformación del sector industrial con la incorporación de energía solar fotovoltaica en sus instalaciones.

Huawei, uno de los referentes mundiales de la industria fotovoltaica desembarca en Uruguay con todas sus soluciones para el sector residencial, comercial e industrial a partir de las líneas de inversores solares y sistemas de almacenamiento de última generación.

«Los inversores Huawei poseen características únicas en el mercado y son aptos para baterías, ya que tanto los inversores residenciales monofásicos como trifásicos son híbridos  (pueden trabajar en modo ongrid y offgrid). Además, pueden integrarse con optimizadores Huawei para maximización de la generación», destacan desde Efergía, distribuidor oficial en Uruguay.

La seguridad es un aspecto clave a tener en cuenta en las instalaciones solares fotovoltaicas, y cabe destacar que los inversores Huawei cuentan con las últimas novedades tecnológicas, tales como control de arco eléctrico para evitar incendios (AFCI), y la solución de  Rapid Shutdown (los optimizadores de Huawei), disponibles en sus modelos para montaje sobre techo.

«Huawei Uruguay garantiza uno de los niveles de funcionamiento y rendimiento más altos del mercado, es por eso que cuenta con una garantía de hasta 20 años otorgada por Huawei Uruguay. Con el mejor servicio postventa gracias al call center 24hs en español», resaltan desde Efergía.

EFERGÍA es distribuidor de las principales marcas de la industria solar junto con Huawei Solar, como por ejemplo LONGi Solar en el caso de paneles solares, estructuras de montaje Solarmet, y cables solares de Neorol entre otros, disponiendo con amplio stock en plaza.

«El futuro ya llegó a Uruguay y en EFERGÍA somos aliados de los instaladores para que puedan sumarse», concluyen.

Este jueves 22 a las 17hs se realizará el webinar gratuito de lanzamiento. Inscribite aquí.

 

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UL Renewables identifica un 65% de reducción en el costo de baterías

Una de las razones por las que el almacenamiento está siendo una de las grandes piezas dentro de la transición energética es la competitividad que ha empezado a adquirir  en los últimos años. 

“La reducción de costos ha sido de alrededor del 65% desde 2007”, precisó Aleph Baumbach, durante su participación en un evento de Latam Future Energy.

Desde la óptica de este referente de UL, aquella disminución pronunciada que hoy resulta atractiva para la industria necesitaría de un empuje adicional para que más integradores en Latinoamérica apuesten por incorporar la tecnología en sus proyectos.

“En este tipo de nuevos mercados no hay suficientes bases que permitan que entren rápidamente y es una limitación muy grande que hemos estado viendo últimamente”, advirtió. 

Sobre este tema, el jefe de Servicios Profesionales de la compañía habla con gran conocimiento de causa; ya que, según relevamientos del propio Baumbach, más de 100 mil proyectos de generación y almacenamiento han sido modelados a través de servicios de UL desde 2014 en todo el mundo. 

Aquel dato no es menor y posiciona a esta compañía como uno de los líderes indiscutibles en pruebas y certificación de seguridad, rendimiento, calidad y sustentabilidad de productos, procesos y sistemas del sector energético. 

“Definimos más de 1100 estándares. Y esto nos dio la experiencia necesaria para entender los riesgos y ventajas de cada sistema o tecnología y así poder saber cuál es la pieza adecuada para cada proyecto”, consideró Baumbach. 

Y subrayó: “entender la parte de ingeniería y la parte económica permite implementar sistemas que reducen mucho más los costos actuales de energía”.

Puntualmente los servicios de consultoría de UL Renewables llegaron como respuestas a ese tipo de interrogantes en proyectos de energía eólica, eólica marina y solar. Y ante el creciente despliegue de estas tecnologías de generación renovable variable es que Aleph Baumbach identificó un gran potencial para desarrollar nuevos proyectos con almacenamiento en baterías en la región. 

De acuerdo con el jefe de Servicios Profesionales de UL, inclusive en países pequeños de Sudamérica se puede avanzar en esta línea. 

“Guyana y Belice están haciendo mucha planificación de cómo implementar sistemas renovables. Belice importa mucha energía de México y están en proceso de volverse independientes”, indicó. Las baterías podrían ser esa clave que necesitarían impulsar para garantizar su autonomía energética.  

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Soltec apuesta por el mercado latinoamericano con su nueva tecnología “SFOne”

Con más de 16 años de experiencia como fabricante de trackers para la industria solar fotovoltaica, la empresa española Soltec actualmente tiene presencia (además de su país) en Australia, China, Dinamarca, Egipto, Estados Unidos, India, Italia e Israel. En Latinoamérica, ya opera en Argentina, Brasil, Chile, México y Perú.

A principios de este mes, Fernando Sánchez, Vicepresidente Comercial de Soltec, destacó, durante el evento PV-Storage & Hydrogen Virtual Summit, producido por Latam Future Energy, que la empresa abrió recientemente oficinas en Bogotá, Colombia, para poder continuar desplegando su estrategia de expansión comercial en la región.

Junto a ello, el directivo resaltó que la empresa está ofreciendo al mercado sus nuevos seguidores solares “SFOne”. Se trata de equipos a un solo eje diseñados para módulos más largos (de 72 y 78 células), que son auto-alimentados gracias a su módulo dedicado, lo que se traduce en un menor costo operacional. Según Sánchez, es un “tracker ideal” para Latinoamérica.

El especialista remarcó que en la región tienen grandes aspiraciones. En Colombia, por ejemplo, comentó que están cerrando su tercer proyecto, por un total de 350 MW. Asimismo, enfatizó sobre las oportunidades de crecimiento particularmente en Chile y en Brasil.

Sánchez indicó que los seguidores que ofrecen cuentan con tecnología de punta tanto a nivel electrónico como de información. Actualmente las comunicaciones se hacen de manera inalámbrica lo que permite “mantener una comunicación tracker a tracker que permite maximizar la operación (que redunda en mayor generación de energía) con algoritmos”, aseguró el directivo.

Consultado sobre cuáles serán las próximas tendencias de seguidores solares, el Vicepresidente Comercial de Soltec consideró que estarán muy ligadas a las innovaciones en paneles solares. “Yo creo que ahora estamos más en un momento de consolidación, de tomar todos los aprendizajes y a hacer ajustes más finos”, observó.

No obstante, en cuanto a las tendencias de la industria solar fotovoltaica en general, Sánchez destacó no sólo la emergencia del almacenamiento de energía a través de baterías y de proyectos que se estén enfocado a la producción de hidrógeno, que se servirán de esta fuente de energía, sino también a la “integración de las plantas en el territorio, a nivel paisajístico”, opinó.

Explicó que cada vez se demanda más integrar las centrales fotovoltaicas teniendo en cuenta las características del lugar, no sólo a un nivel estético sino comercial. «Compatibilizarla con otras actividades agrícolas y ganaderas, buscando el respaldo de las comunidades locales”, indicó.

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En exclusiva: Fiona Clouder, embajadora británica de la COP26 para América Latina y el Caribe

Fiona Clouder, nombrada por el Gobierno del Reino Unido como embajadora para América Latina y el Caribe de la COP26, asistirá al ciclo de entrevistas “Protagonistas”. 

Su participación podrá verse en vivo este viernes 23 de julio en todas las redes sociales de Energía Estratégica.

Allí, la referente británica detallará en qué consiste su rol de embajadora regional y qué actividades está llevando a cabo como antesala a la Conferencia de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático 2021. 

Además, en un diálogo de alto nivel junto a Gastón Fenés, director periodístico de Energía Estratégica, Fiona Clouder compartirá un mensaje especial sobre medio ambiente y transición energética dirigido a tomadores de decisión en países de la región.

Su testimonio resulta crucial para conocer en detalle los temas que están en el centro de las negociaciones que podrían encontrar consensos en Glasgow a fin de año. 

La carrera hacia las emisiones cero ya empezó y el Reino Unido no quiere quedarse atrás. Este mes, grandes noticias llegaron desde su embajada anunciando el compromiso británico con un nuevo plan de descarbonización en el transporte y su apuesta renovada por aumentar la ambición en alternativas de generación “verdes” como las energías renovables.

¿Qué experiencia arrojan para el Reino Unido estos compromisos? ¿Cómo se podrían replicar esas iniciativas en Latinoamérica? Son algunas de las preguntas que realizará Gastón Fenés a la embajadora.

No es menor indicar que en su trayectoria diplomática Fiona Clouder fue la embajadora del Reino Unido en Chile (2014-2018) justo cuando el país latino fue elegido como siguiente anfitrión de la Conferencia de las Partes para el 2019 (COP25). Este viernes, también se profundizará sobre este tema tocando fibras sensibles al recordar su estadía en estas latitudes, trascendiendo la simple entrevista. 

De allí es que habrá tiempo para un espacio íntimo donde la embajadora develará a la audiencia cómo empezó a involucrarse personalmente y diplomáticamente en temas vinculados al medio ambiente y cambio climático, así como su afecto especial por América Latina y el Caribe. 

Agende el horario de su país para ver la entrevista este viernes 23 de julio mediante las cuentas de LinkedIn, Twitter y YouTube de Energía Estratégica. 

El acceso es libre y gratuito. No requiere inscripción previa. Puede activar un recordatorio para recibir una alerta cuando inicie la transmisión.

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Ranking: Growatt se convierte en la marca líder de inversores residenciales a nivel mundial

Desde su creación en 2010, el fabricante chino se ha centrado en la generación distribuida y ha aportado fuertes ventajas competitivas frente a otras marcas del sector.

«Estamos muy orgullosos de habernos convertido en el proveedor número 1 en el mercado residencial global, y de que millones de hogares utilicen ahora los inversores Growatt para aprovechar la energía solar», resalta Lisa Zhang, directora de marketing de Growatt.

A lo largo de los años, la empresa ha creado una amplia red de servicio con 20 oficinas en todo el mundo para ofrecer una asistencia local eficaz a los clientes.

La innovación en productos y tecnología es la clave del éxito de Growatt, según Zhang. El equipo de I+D de la empresa ha aportado un diseño elegante y compacto, así como funciones inteligentes, seguras y fiables a su última innovación, la serie de inversores X.

Los inversores de nueva generación no sólo son atractivos para los usuarios finales, sino que también son muy populares entre los instaladores porque son ligeros, fáciles de instalar y poseen un control y monitoreo de parámetros remoto que facilita el mantenimiento y reduce los costes de operación y mantenimiento.

«Para la energía solar residencial, Growatt es la primera opción para muchos. Nuestros productos persiguen la excelencia, y se realizan un gran número de pruebas y mejoras para garantizar que los productos instalados en todo el mundo tengan un rendimiento fiable», añadió Zhang.

Con más de una década de experiencia en ingeniería de calidad, Growatt ha desarrollado un sistema de ingeniería de calidad de cinco pasos, con un enfoque de control de calidad exhaustivo y sistemático que la empresa adopta para los productos desde su fase de diseño y desarrollo hasta la producción en serie.

De cara al futuro, Zhang considera que para las generaciones futuras, el inversor fotovoltaico se convertirá en un «electrodoméstico» imprescindible a medida que la energía solar sea más accesible.

«Nuestro equipo trabaja constantemente en estrecha colaboración con nuestros socios de todo el mundo para que los clientes tengan un acceso fácil y conveniente a la energía limpia. Creemos que juntos podemos marcar la diferencia». concluyó Zhang.

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Distribuidoras de gas por redes deberán describir plan de pagos de deuda en facturas

Las compañías distribuidoras de gas por redes deberán incluir en la factura de consumo, tanto de usuarios residenciales, como no residenciales, el plan de facilidades de pago para aquellos usuarios y usuarias que se hallan acogido al beneficio dispuesto en el Decreto 311/20 y sus modificatorias, Se trata del decreto que estableció para dichas prestadoras, que no podían disponer la suspensión o el corte de los servicios a los usuarios contemplados en el mismo, en caso de mora o falta de pago de hasta tres (3) facturas consecutivas o alternas, con vencimientos desde el 1° de marzo de 2020.

La inclusión del plan deberá efectuarse en línea separada del resto de los conceptos bajo la denominación: “Plan de Pago (DNU 311/20 – Res MEC 383/21) __/__” con indicación del número de cuota que se está recuperando sobre el total de cuotas del plan.

Asi lo dispuso el ente regulador Enargás mediate la resolución 210/2021 ya oficializada, que además establece que “la falta de pago o mora en el pago de tres (3) cuotas consecutivas o seis (6) alternas, por parte de los usuarios y las usuarias que hayan adherido a un plan de facilidades en los términos previstos en la presente resolución, habilitará a las prestadoras al corte del suministro por falta de pago de facturas por servicio a dichos usuarios y usuarias en los términos y condiciones establecidos en el Reglamento del Servicio de Distribución, aprobado por Decreto 2255/92.

El artículo 3 de la resolución 210/21 establece además que “las empresas prestadoras deberán permitir y habilitar al usuario o la usuaria a cancelar las deudas que se hubieren generado durante el plazo de vigencia del Decreto 311/20, a través de facilidades de pago de hasta treinta  (30) cuotas iguales, mensuales y consecutivas, pudiendo optar el usuario o la usuaria por abonarlas en una cantidad menor de cuotas”.

Asimismo, las empresas de distribución de gas por redes, podrán extender las condiciones de los planes de facilidades establecidas en el Decreto 311/20, a deudas adquiridas fuera del plazo de vigencia del mismo y/o respecto de usuarias o usuarios no alcanzadas/os por éste, sean residenciales o no residenciales según sea el caso.

Las Distribuidoras deberán comunicar la nueva Resolución “dentro de los tres (3) días de notificada”, a cada uno de los Subdistribuidores de su área de licencia.

Cabe señalar a modo de antecedentes que el Decreto 543/20, amplió hasta seis (6) la cantidad de facturas consecutivas o alternas, cuyos vencimientos hubieran operado a partir del 1° de marzo de 2020.

Y que, a través de la Resolución 173/20 del Ministerio de Desarrollo Productivo de la Nación, que en su momento resultaba autoridad de aplicación del citado decreto, se reglamentaron algunas de las cuestiones definidas en la citada normativa.

Así, en el artículo 6° de su Anexo, se estableció la metodología que debían adoptar las prestadoras de servicios públicos con aquellos usuarios que se acogieran al mencionado beneficio.

El citado artículo prevé que “…En el caso de los servicios de electricidad, gas en red y agua corriente, serán pagaderos por los usuarios y usuarias en treinta (30) cuotas mensuales iguales y consecutivas, comenzando la primera de ellas con la primera factura regular a ser emitida por las distribuidoras a partir del 30 de septiembre de 2020. Sin perjuicio que el usuario o usuaria pueda solicitar su cancelación con anterioridad y/o menor cantidad de cuotas…”, agregando que “…La financiación descripta en el párrafo precedente devengará intereses en función de las tasas que defina la Unidad de Coordinación…”.

Al respecto, a través del Decreto 756/20, la cantidad de facturas consecutivas o alternas se aumentó a siete (7) y se determinó que sea el Ministerio de Economía de la Nación, la autoridad de aplicación en reemplazo del Ministerio de Desarrollo Productivo.

En consecuencia, Economía emitió la Resolución 383/2021 donde definió la tasa de interés a aplicarse a los beneficiarios del Decreto 311/20. Y el  Artículo 7° de tal Resolución instruyó al Enargás a autorizar la inclusión del plan de facilidades en la factura final del servicio.

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Martínez consideró exitoso al Plan Gas Ar para revertir el declino productivo

El Secretario de Energía de la Nación, Darío Martínez, afirmó que “estamos logrando resultados muy importantes en producción de manera que el Plan Gas.Ar está siendo un éxito”. “Detuvimos el declino, en el último bimestre superamos la producción del año pasado y a este ritmo de actividad e inversión alcanzaremos los objetivos que nos propusimos”, añadió.

Martínez visitó la localidad neuquina de Añelo, junto al Secretario de Obras Públicas de la Nación, Martín Gill, oportunidad en la cual se reunieron con el intendente, Milton Morales, y anunciaron la firma de un convenio para la construcción del Parque Barda Este, una obra que contará con una inversión de $ 680 millones del Estado Nacional. Luego, los funcionarios nacionales supervisaron el funcionamiento del yacimiento Loma Campana, en el corazón de Vaca Muerta.

En la oportunidad, Martínez destacó que, “además hemos podido sancionar la Ley de Biocombustibles para dar un horizonte de previsibilidad también a ese sector y ahora estamos terminando los últimos detalles del proyecto de Ley de Promoción de Inversiones Hidrocarburíferas”, que se estima vería la luz en los próximos días.

El Secretario de Energía sostuvo que “estamos batiendo récords en generación de energías renovables y también muy conformes con la evolución de la generación distribuida teniendo en cuenta la situación particular que se da este año con respecto a los problemas de hidraulicidad por la bajante histórica del Río Paraná”.

“No dejamos de trabajar todos los días para avanzar en un plan de transición energética, porque las renovables han llegado para quedarse y para seguir creciendo, eso es parte de lo que se viene. A medida que pasa el tiempo avanza la tecnología y bajan los costos, por lo cual creo que la matriz energética de la Argentina nos da la posibilidad de poder apostar a todas las fuentes de energía”. 

Acerca de la prestación de los servicios públicos, Darío Martínez remarcó que “también entendemos que los servicios tienen que ser de calidad a lo largo y a lo ancho de nuestro país, los y las vecinas se merecen el mismo servicio y la misma calidad vivan donde vivan, y esta es una impronta muy clara del presidente Alberto Fernández y la vicepresidenta Cristina Fernández de Kirchner”.

Por su parte, Martín Gill enmarcó su visita junto a Martínez a la provincia. “Desde el Ministerio de Obras Públicas, por pedido del presidente Alberto Fernández y del ministro, Gabriel Katopodis, estamos llegando a cada provincia con la obra pública para avanzar hacia un país más federal”. “En Vaca Muerta pudimos conocer el corazón productivo de este lugar, donde vemos el esfuerzo y la decisión de poner a la Argentina de pie con trabajo, con producción y con obra pública”.

Martínez y Gill estuvieron también en Centenario, donde junto al intendente Javier Bertoldi y a la secretaria de Gobierno local, Tanya Bertoldi, anunciaron proyectos de obras para la localidad que serán ejecutados con inversiones del Gobierno Nacional.

En la oportunidad Martínez, ex diputado nacional por Neuquén hasta que asumió en Energía, expresó que “son proyectos de obras destinados a mejorar la calidad de vida de los vecinos y las vecinas de Centenario, y que son posibles gracias a los aportes del Gobierno Nacional. Esto demuestra el compromiso de trabajar por una Argentina más federal, con más desarrollo, más trabajo y más energía”.

En Centenario estuvieron presentes el Intendente, Javier Bertoldi, el gobernador de la provincia de Neuquén, Omar Gutiérrez; la subsecretaria de Planificación y Coordinación de Obra Pública de la Nación, Cecilia Larivera; el director nacional de Infraestructura de Transporte, Tomás Vanrell, y el director de Diseño de Proyectos, Adrián Sebastián. También, diputados nacionales, provinciales, concejales y concejalas, y la articuladora en la provincia del Ministerio de Desarrollo Social, Lorena Barabini.

Los funcionarios nacionales recorrieron la Avenida Traful, donde se llevará a cabo el proyecto de pavimentación, parquización, iluminación y obras hidráulicas, que contará con una inversión de $ 1.200 millones del Estado Nacional.

Martínez y Gill continuaron la jornada de trabajo en la Ciudad de Neuquén, donde junto al intendente Mariano Gaido supervisaron los avances de las obras de reactivación, sistematización y saneamiento del Arroyo Durán, que ya se encuentran en la etapa 3, cuentan con un financiamiento nacional de casi $ 352 millones y beneficiarán a más de 65.000 vecinos y vecinas de la capital de la provincia.

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Un gesto de apoyo de Darío Martínez: «Las renovables han llegado para quedarse y seguir creciendo»

«Estamos batiendo récords en generación de energías renovables», introdujo Darío Martínez, Secretario de Energía, durante una recorrida por la provincia de Neuquén junto al Secretario de Obras Públicas, Martín Gill.

Hace referencia a un dato de esta semana: la Compañía Administradora del Mercado Eléctrico Mayorista (CAMMESA) reflejó una nueva marca máxima de generación con energías limpias en la matriz eléctrica durante el sábado pasado a las 05:50 horas, superando el 24% por segunda vez en menos de dos meses.

En lo que respecta a la generación residencial, industrial y comercial, también se expresó con optimismo: «Estamos también muy conformes con la evolución de la generación distribuida teniendo en cuenta la situación particular que se da este año con respecto a los problemas de hidraulicidad por la bajante histórica del Río Paraná».

A pesar que aún no se hicieron anuncios durante un año y medio de gestión para desarrollar centrales, y que tampoco se resolvieron los contratos pendientes del Programa RenovAr y del Mercado a Término (MATER) que no se construyen, Darío Martínez se sumó a la «onda verde» que comenzó el Ministro de Desarrollo Productivo, Matías Kulfas, con su programa productivo para movilidad sostenible, hidrógeno y energía limpia.

«No dejamos de trabajar todos los días para avanzar en un plan de transición energética, porque las renovables han llegado para quedarse y para seguir creciendo, eso es parte de lo que se viene», sostuvo.

«A medida que pasa el tiempo avanza la tecnología y bajan los costos, por lo cual creo que la matriz energética de la Argentina, que es un gran país, nos da la posibilidad de poder apostar a todas las energías”, concluyó el Secretario de Energía.

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Se presentaron cinco ofertas en una nueva licitación del PERMER

Se realizó una nueva apertura de sobres del Proyecto de Energías Renovables en Mercados Rurales (PERMER). Y en la misma se presentaron ocho ofertas en la Licitación Pública Nacional 4/2021, para el diseño, construcción y operación inicial de dos plantas de generación fotovoltaica e hidráulica, con acumulación, integradas a una mini red en la provincia de Salta.

Esta convocatoria se divide en dos lotes. El primero corresponde a una central fotovoltaica con acumulación y reserva fría en la localidad de Rodeo Colorado, en el Departamento de Iruya, que beneficiará a ciento cuarenta hogares y nueve edificios comunitarios, incluyendo a la localidad de Abra Sauce con otros veinte hogares.

Y acorde a los perfiles de demanda de energía y potencia, valores de insolación y condiciones climáticas y ambientales, en este caso se definieron las siguientes especificaciones mínimas garantizadas que deberá satisfacer la planta solar con acumulación y reserva fría:

Mientras que el lote número dos trata la repotenciación de una central micro hidráulica ya existente de 19 kW de potencia en la localidad de Los Naranjos, en el departamento de Orán. En este caso se pretende ampliar la potencia de dicha planta a 30 kW, además de dotarla de acumulación en baterías, lo cual beneficiará a ochenta hogares. 

Cabe tener presente que la República Argentina ha recibido del Banco Internacional de Reconstrucción y Fomento (BIRF) un préstamo para financiar el costo del PERMER y una parte de los fondos de dicho préstamos será para efectuar los pagos estipulados en la licitación.

A continuación, el listado de las empresas oferentes y sus cotizaciones. 

SUNGREEN SRL

Lote 1 – USD 1.362.566,57 (No incluye IVA)
Lote 2 – USD 539.568,25 (No incluye IVA)

Total – USD 1.902.134,82 

Además ofrece descuento del 3% por ambos lotes sobre el total de la oferta en caso que sea adjudicado en los dos lotes cotizados. 

Se.Mi.S.A. Construcciones

Lote 1 – USD 2.054.525,23 (IVA incluido)
Lote 2 – No cotizó

Ecos S.A.

Lote 1 – USD 1.973.660,59 (IVA incluido)
Lote 2 – No cotizó

Coradir SA

Lote 1 – USD 1.470.703
Lote 2 – No cotizó

Multiradio SA

Lote 1 – USD 1.798.062 + 21% del IVA
Lote 2 – USD 593.002 + 21% del IVA

Total – USD 2.391.064 + 21% IVA

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La trama que llevó al procesamiento y embargo del ex presidente de Enarsa Exequiel Espinosa por administración fraudulenta agravada

El juez Sebastián Casanello procesó al ex presidente de Enarsa (ahora IEASA), Exequiel Espinosa, por considerarlo responsable del delito de administración fraudulenta agravada y le trabó un embargo por 800 millones de pesos. La causa se inició a raíz de una denuncia de la Oficina Anticorrupción porque Espinosa contrató en 2012 los depósitos de combustible de las empresas Pobater, Chenyi y Generación Independiente–ahora denominada Generación Mediterránea-, los cuales nunca utilizó. Lo hizo sin licitación y pese a no tener la autorización del directorio de la compañía. A raíz de ello, en 2015 terminó acordando la recesión del contrato con Pobater por 899.200 dólares, mientras que las otras dos firmas demandaron a la empresa ante el Tribunal de Arbitraje General de la Bolsa de Comercio de Buenos Aires por un total de más de 15 millones de dólares. Chenyi reclama 6.755.212,31 dólares y Generación Independiente 8.295.792,91 dólares, más IVA, intereses y demás costos.

El origen del conflicto

En el invierno de 2010 la secretaría de Energía informó a CAMMESA sobre la indisponibilidad de las centrales de generación distribuida contratadas por Enarsa debido a la falta de combustible. A raíz de ello, Enarsa le presentó a la secretaría de Energía un plan logístico para el abastecimiento, distribución y despacho de combustible líquido a través de plantas de almacenamiento intermedio que permitirían agilizar el despacho de camiones y reducir las distancias a sus centrales.

Como parte de ese plan, el 7 de diciembre de 2011 el entonces secretario de Energía Daniel Cameron instruyó a CAMMESA a suscribir con Enarsa un acuerdo operativo para implementar el plan logístico y autorizó a Enarsa a suscribir contratos con depósitos intermedios propuestos por la compañía estatal.

Como el combustible a almacenar era propiedad de CAMMESA, la firma del Acuerdo Marco era una condición esencial para la operatividad de los contratos, ya que sin combustible no había nada que almacenar y los contratos no tenían ningún sentido.

Esta situación también fue advertida por la Comisión Fiscalizadora de Enarsa en la reunión de directorio del 22 de septiembre de 2010, donde se dejó constancia que no debían suscribirse los contratos de almacenamiento si antes no se acordaba con CAMMESA. Con posterioridad, en la reunión de directorio del 25 de enero de 2012, luego de explicarse el plan logístico de abastecimiento de combustibles, uno de los directores destacó que existían aspectos pendientes de negociación en el acuerdo con CAMMESA y el directorio resolvió entonces “diferir la aprobación de ambos contratos hasta tanto sean resueltos aquellos aspectos pendientes de negociación”.

Pese a ello, Espinosa, sin autorización del directorio y sorteando la modalidad de contratación correspondiente, remitió a las empresas Chenyi, Generación Independencia y Pobater cartas de oferta para la locación de los servicios de recepción, almacenaje y despacho de combustibles líquidos entre marzo y mayo de 2012, las cuales luego derivaron en la firma de los respectivos contratos para disponer durante 3 años de tanques intermedio de almacenamiento de combustibles, que finalmente nunca fueron utilizados porque el acuerdo de Enarsa con CAMMESA nunca se firmó porque el directorio de la petrolera desistió debido al alto costo impositivo que implicaba.

El fallo remarca que “en las cartas de oferta remitidas por Espinosa, expresó falsamente que el Acuerdo Marco Operativo con CAMMESA había sido firmado. Concretamente, la cláusula 7.7 de los Contratos enviados a las empresas estipulaba que `(…) las Partes acuerdan que el Contratante pagará al Contratista la factura por los servicios estipulados en los puntos 7.1 y 7.2, al verificarse la disponibilidad y remisión de los montos por reembolso de gastos de CAMMESA al Contratante, en virtud del ‘Acuerdo Marco Operatoria de combustible líquido’ celebrado entre el Contratante y CAMMESA, aprobado por la Secretaría de Energía por nota SE 9418 del 7 de diciembre de 201`”

A su vez, la contratación se realizó a través del procedimiento de “contratación directa”, sin que se hubiera justificado que se trataba de una contratación urgente o alguno de los supuestos de contratación directa sin proceso competitivo. Por lo tanto, se violó el sistema competitivo de selección de contratistas, dado que los montos de las contrataciones imponían una licitación pública. “Si bien la Secretaría de Energía instruyó a Enarsa a avanzar con las contrataciones, lo cierto es que ello en modo alguno implicó que sea sorteando la modalidad de contratación prevista en el Manual. Es decir, debió proceder conforme lo establecía la normativa vigente”, detalla el fallo.

Los acuerdos y las deudas

El acuerdo con Chenyi S.A. preveía el pago de una contraprestación económica, consistente en: a) una tarifa mensual por mes vencido en pesos equivalente a 9,50 dólares por m3 de capacidad disponible, b) una tarifa variable en pesos equivalente a 1,85 dólares por m3 despachado desde la terminal y c) por cada turno inhábil, una tarifa de 3500 dólares. Sin embargo, el único pago que recibió la empresa fueron 596.442,97 pesos por el primer mes de puesta a disposición de la capacidad de almacenaje de la terminal. Enarsa nunca más abonó el resto de los importes contractuales comprometidos ni utilizó los servicios que Chenyi SA puso a disposición con carácter de exclusividad en su planta de La Paz, Entre Ríos.

El 5 de junio de 2012 Enarsa le solicitó a la empresa que se abstuviera de enviar facturas por el servicio y que se anularan las facturas que ya hubieran sido emitidas. Según detalla el fallo judicial, el propio gerente de Energía Eléctrica de Enarsa, Osvaldo O. Ramini, indicó, en su informe del 29 de octubre de 2015, que la deuda devengada con Chenyi S.A. por alquileres impagos ascendía a 3.796.485 de dólares, correspondientes a 35 meses pendientes de pago. Ese monto no incluía ningún otro concepto reclamado en su momento, como ser, cargo variable por uso de las plantas, intereses compensatorios por mora en los pagos y lucro cesante. Finalmente, Chenyi SA reclamó ante el Tribunal de Arbitraje General de la Bolsa de Comercio de Buenos Aires 6.755.212,31 dólares más el IVA, más intereses hasta el efectivo pago, costas y costos.

Un dato llamativo en el caso de Chenyi es que en mayo de 2014 Enarsa había llegado a un acuerdo para rescindir ese contrato, pero no se pudo concretar porque el gobierno no aportó los fondos. “Quiero destacar que Enarsa había llegado a un acuerdo con la empresa Chenyi en mayo de 2014, ello fue puesto en conocimiento de la Secretaría de Energía para obtener los fondos para hacer frente al pago, pero la Secretaría de Energía nunca contestó ni aportó los fondos, y transcurridos los 90 días venció la oferta. Ese acuerdo era por un monto de dieciocho millones de pesos y el monto por el que reclaman hoy en el Tribunal Arbitral es de aproximadamente diez millones de dólares”, aseguró ante el juzgado Julia Alejandra Langus, gerenta de Legales de Enarsa entre diciembre de 2014 y abril de 2018.

El contrato con Generación Independiente también consistía en la locación de los servicios de recepción, almacenaje, elaboración de mezclas y despacho de combustibles líquidos livianos, para ser utilizados en centrales térmicas de Enarsa. La planta, ubicada en la ciudad de San Miguel de Tucumán y con capacidad de 20.000 m3, estuvo disponible en exclusividad por 3 años a partir del 30 de marzo de 2012, pero Enarsa nunca la utilizó. Ramini precisó en octubre de 2015 que la deuda devengada por alquileres no pagados durante 36 meses en este caso ascendía a 6.361.027 de dólares. La empresa finalmente reclamó ante el Tribunal de Arbitraje General de la Bolsa de Comercio de Buenos Aires 8.295.792,91 dólares.

El tercer contrato se firmó con la firma Pobater para utilizar su tanque de almacenamiento de 26.000 m3 ubicada en la localidad bonaerense de Campana, pero esa planta tampoco se utilizó. La única diferencia es que en este caso sí se logró negociar la recesión del contrato en 2015 a cambio de 899.200 dólares más IVA por todo concepto.

Pobater era una empresa de Horacio Sambucetti, un empresario muy cercano al ex ministro de Planificación Julio De Vido, quien también era socio de la estatal Enarsa en la petrolera Rhasa junto a la compañía venezolana PDVSA.

Todos estos polémicos contratos, entre otras irregularidades, forzaron a Cristina Fernández de Kirchner en julio de 2014 a darle luz verde al entonces ministro de Economía, Axel Kicillof, para quitarle en los hechos el control del área energética a De Vido con la designación de Mariana Matranga como secretaria de Energía en lugar de Daniel Cameron.

La avanzada de Kicillof sobre De Vido había comenzado a fines de 2011 con el nombramiento de Juan José Carbajales en el directorio de Enarsa, siguió a mediados de 2012 con la incorporación de Gastón Ghioni como gerente de Finanzas en reemplazo de Ricardo Cabrera y se terminó de transparentar con la salida de Cameron y el desplazamiento del área energética de Roberto Baratta, quien hasta la llegada de Matranga era el secretario de Energía en los hechos, aunque formalmente figuraba como subsecretario de Coordinación y Control de Gestión del Ministerio de Planificación.     

La conclusión del juez

Luego de detallar la operatoria que derivó en la demanda contra Enarsa, el fallo concluye que como consecuencia de las contrataciones realizadas, Espinosa obligó abusivamente a la empresa que presidía, situación que generó una deuda a favor de las empresas Generación Independencia, Chenyi y Pobater por un servicio que Enarsa jamás utilizó.

“Espinosa utilizó su cargo jerárquico como autoridad máxima de la empresa para llevar adelante la contratación conociendo de antemano sus falencias, volcando información falsa, y utilizando un trámite que no se adecuaba a los montos de la contratación ni se encontraba autorizado por el Directorio. En consecuencia, teniendo en cuenta que el cargo que ostentaba en ese entonces lo colocaba en una situación privilegiada para llevar adelante la operatoria analizada, es indudable el pleno dominio que tuvo sobre el curso causal, por lo que habrá de responder como autor del delito de administración fraudulenta agravada por haber sido cometida en perjuicio de la Administración Pública”, concluyó el juez.

Por último, el magistrado ordenó embargar a Espinosa por 800 millones de pesos y afectó los siguientes bienes propiedad del ex presidente de Enarsa:

1) Inmueble sito en Av. Del Libertador 2368 80, Sección 21, Manzana 068, Parcela 021, matrícula 18-003262/0013.

2) vehículo dominio AB528DI, marca BMW, modelo 462-X4 28I (Legajo radicado en Registro Seccional 2019, Capital Federal 19)

3) vehículo dominio AA165OH, marca BMW, modelo 345-330I (Legajo radicado en Registro Seccional 2023, Capital Federal 23),

4) vehículo  dominio BKQ 522, marca Ford, modelo Ka (Legajo radicado en Registro Seccional 7005, Comodoro Rivadavia Nro. 2), vehículo dominio ROO29021, marca Fiat, modelo Berlina (Legajo radicado en Registro Seccional 1020, Coronel Dorrego). 

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La OPEP+ logra un acuerdo para aumentar la producción de crudo hasta diciembre

Los ministros de la OPEP y de los países productores aliados, liderados por Rusia, acordaron ayer aumentar su producción conjunta de forma escalonada en los próximos cinco meses, hasta llegar a 2 millones de barriles diarios (mbd) adicionales en diciembre.

Mohammed Barkindo, secretario general de la OPEP

La entente reduce así hasta unos 3,8 mbd su recorte pactado en abril de 2020 -entonces 9,7 mbd- como respuesta a la crisis del coronavirus y el desplome de la demanda global de crudo.

En un comunicado, el secretariado de la OPEP explicó que el aumento de la producción empezará en agosto próximo, con una subida de 400.000 barriles diarios adicionales cada mes hasta diciembre.

Se extiende hasta 2022

Los 23 países miembros de OPEP+ acordaron además de forma unánime extender hasta finales de 2022 el acuerdo base del recorte de producción, para eliminarlo de forma gradual el año que viene.

Con el gran recorte de 2020 los productores reaccionaron al desplome de la demanda petrolera mundial por la crisis de la pandemia del coronavirus, que pasó de casi 100 mbd a unos 90 mbd.

El ministro saudí de Petróleo, Abdulaziz bin Salmán, destacó en una rueda de prensa telemática que el objetivo de los productores es haber eliminado hasta septiembre 2022 por completo el recorte y ofrecer la cantidad habitual de crudo al mercado.

«OPEP+ está aquí para quedarse», agregó el ministro, en un intento de eliminar cualquier duda sobre el futuro de la alianza, tras dos semanas de disputas sobre las cuotas de producción.

Precio en alza

Las negociaciones, con el objetivo de evitar más presión al alza sobre los precios del crudo, que a su vez amenaza el crecimiento económico global, se habían estancado por un desacuerdo entre Arabia Saudí y los Emiratos Árabes Unidos (EAU).

Los precios del crudo se encuentran actualmente en torno a los 75 dólares por barril, un 20 % más que en verano del año pasado.
En cuanto al futuro cálculo de las cuotas de producción, los ministros acordaron hacer una leve revisión que beneficiará a ciertos miembros de la alianza, concretamente Rusia, Arabia Saudí, los EAU, Irak y Kuwait.

Rusia y Arabia Saudí podrán ajustar a partir de mayo de 2022 su base de cálculo para un eventual ajuste de la producción en 0,5 millones de barriles cada uno (hasta 11,5 mbd cada uno), mientras que los Emiratos lo harán en 0,33 mbd, hasta 3,5 mbd.

En el caso de Irak y Kuwait esa base de cálculo sube en 0,15 mb/d, cada uno, hasta 4,803 mbd (Irak) y 2,959 mbd (Kuwait).

El nivel de cumplimiento del recorte pactado el año pasado se situó en junio en el 113 %, o sea, se cumplió más de lo acordado.

Tras las cinco subidas mensuales de producción en lo que queda de año, los ministros evaluarán nuevamente la situación en diciembre incluyendo el nivel de cumplimiento.

En su último informe mensual sobre el mercado petrolero, los analistas de la OPEP estiman que la demanda global de crudo crecerá en el segundo semestre del año un 4,8 % y el año que viene un 3,5 %.

De esta forma, se prevé que la demanda global supere el año que viene por primera vez en la historia los 100 mbd.

La alianza OPEP+ tiene previsto producir a partir de mayo 2022 cerca de 45,5 mbd, con 26,8 mbd de los 13 países de la OPEP y 17,7 mbd de los otros diez países productores.

La próxima reunión de los ministros de la alianza está prevista para el 1 de septiembre.

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Empresas petroquímicas se unen para promover el reciclaje sustentable del plástico

En el marco de la convocatoria para promover el reciclado y recuperación del plástico en nuestro país, entidades del sector como el Instituto Petroquímico Argentino (IPA), ECOPLAS (Entidad Especializada en Plásticos y Medio Ambiente) y el CONICET (Consejo Nacional de Investigaciones Científicas y Técnicas de Argentina); y empresas de relevancia de la industria como YPF, Dow Argentina, PetroCuyo, BASF Argentina, Pampa Energía, Air Liquide Argentina, Braskem Argentina y Benito Roggio ambiental, conformaron un Consorcio con relación a la investigación, exploración de alternativas y coordinación de protocolos, con el fin de intercambiar información para desarrollar un proyecto innovador y de impacto para la industria en la Argentina.

Es el primer Consorcio de este tipo entre empresas líderes y entidades de la Argentina, que participan de las distintas etapas de la cadena de valor de los envases plásticos. Esta unificación y trabajo en conjunto, de empresas líderes e instituciones, se da con el objetivo de abordar los desafíos de la economía circular de los plásticos a nivel nacional, con la idea de llevar adelante un proyecto de reciclado químico (pirólisis), que sería de gran valor agregado y complementario a las actividades de reciclaje mecánico actualmente existentes en el sector.

Las nuevas tecnologías de reciclado, como el químico, llevarían el rendimiento a un nivel superior y aceleraría la economía circular de los residuos plásticos posconsumo, especialmente con aquellos que poseen cierta complejidad para su reciclado vía mecánica.

El proceso de Reciclado Químico a partir de Pirolisis es una solución innovadora que le brinda un mejor destino a aquellos residuos plásticos que no pueden ser procesados a través del reciclado convencional. Esta tecnología utiliza altas temperaturas, cercanas a las 500°C, para convertir residuo plástico en un producto líquido con valor agregado, que puede ser utilizado como combustible alternativo para motores de baja complejidad, por ejemplo, para alimentar generadores eléctricos. Este líquido también puede continuar su transformación química en una Refinería o Complejo Petroquimico y de esta manera obtener combustibles de alta calidad o productos químicos que regresen a la cadena de valor de los plásticos, cerrando así el circuito de la economía circular.

Según un informe conjunto, entre la Facultad de Ingeniería de la UBA (FIUBA) y Ecoplas, el 47% de los RSU (Residuos Sólidos Urbanos) son generados en AMBA (CABA + 47 Municipios); lo cual de ese total se considera que entre el 12 y 15% son plásticos-, por lo cual, en Argentina existiría disponibilidad de residuos plásticos como para alimentar 23 plantas de reciclado químico de 25.000 toneladas/año cada una. Por tal motivo, el Consorcio está en conversaciones con una empresa y proveedor de tecnología con amplia experiencia y plantas en funcionamiento de escala industrial en esta materia.

Este intercambio intersectorial es un gran ejemplo del trabajo conjunto de la industria para lograr los cambios necesarios para hacer que el plástico sea sustentable. Este Consorcio debe lograr una apertura de un camino claro que seguirán otros en la cadena de valor para impulsar la capacidad de reciclado de plástico en Argentina. El Consorcio además posee el apoyo de instituciones cómo la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®), Cámara Argentina de la Industria Plástica (CAIP), entidad técnica profesional especializada en Plásticos y Medio Ambiente (Ecoplas), y la Cámara Argentina de la Industria de Reciclados Plásticos (CAIRPLAS), y el IPA, entre otras.

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Empresas y Entidades petroquímicas promueven el reciclaje del plástico

Las entidades Instituto Petroquímico Argentino (IPA), ECOPLAS (Especializada en Plásticos y Medio Ambiente) y el Consejo Nacional de Investigaciones Científicas y Técnicas de Argentina (CONICET), y empresas de la industria petroquímica como YPF, Dow Argentina, PetroCuyo, BASF Argentina, Pampa Energía, Air Liquide Argentina, Braskem Argentina y Benito Roggio ambiental, conformaron un Consorcio para la investigación, exploración de alternativas y coordinación de protocolos para desarrollar un proyecto innovador y de impacto para promover el reciclado y recuperación del plástico en nuestro país.

Es el primer Consorcio de este tipo entre empresas líderes y entidades de la Argentina, que participan de las distintas etapas de la cadena de valor de los envases plásticos. Esta unificación y trabajo en conjunto se da con el objetivo de abordar los desafíos de la economía circular de los plásticos a nivel nacional, con la idea de llevar adelante un proyecto de reciclado químico (pirólisis), que sería de gran valor agregado y complementario a las actividades de reciclaje mecánico actualmente existentes en el sector.

Las nuevas tecnologías de reciclado, como el químico, llevarían el rendimiento a un nivel superior y aceleraría la economía circular de los residuos plásticos posconsumo, especialmente con aquellos que poseen cierta complejidad para su reciclado vía mecánica.

El proceso de Reciclado Químico a partir de Pirolisis es una solución innovadora que le brinda un mejor destino a aquellos residuos plásticos que no pueden ser procesados a través del reciclado convencional. Esta tecnología utiliza altas temperaturas, cercanas a las 500°C, para convertir residuo plástico en un producto líquido con valor agregado, que puede ser utilizado como combustible alternativo para motores de baja complejidad, por ejemplo, para alimentar generadores eléctricos.

Este líquido también puede continuar su transformación química en una Refinería o Complejo Petroquimico y de esta manera obtener combustibles de alta calidad o productos químicos que regresen a la cadena de valor de los plásticos, cerrando así el circuito de la economía circular.

Según un informe conjunto, entre la Facultad de Ingeniería de la UBA (FIUBA) y Ecoplas, el 47% de los RSU (Residuos Sólidos Urbanos) son generados en AMBA (CABA + 47 Municipios); y de ese total entre el 12 y 15% son plásticos, por lo cual, en Argentina existiría disponibilidad de residuos plásticos como para alimentar 23 plantas de reciclado químico de 25.000 toneladas/año cada una. Por tal motivo, el Consorcio está en conversaciones con una empresa y proveedor de tecnología con amplia experiencia y plantas en funcionamiento de escala industrial en esta materia.

Este intercambio intersectorial es un gran ejemplo del trabajo conjunto de la industria para lograr los cambios necesarios para hacer que el plástico sea sustentable. Este Consorcio debe lograr una apertura de un camino claro que seguirán otros en la cadena de valor para impulsar la capacidad de reciclado de plástico en Argentina, consideró el Director Ejecutivo del IPA, Gabriel Rodriguez Garrido.

El Consorcio además posee el apoyo de instituciones cómo la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®), Cámara Argentina de la Industria Plástica (CAIP), entidad técnica profesional especializada en Plásticos y Medio Ambiente (Ecoplas), y la Cámara Argentina de la Industria de Reciclados Plásticos (CAIRPLAS), y el IPA, entre otras.

El Instituto Petroquímico Argentino es una institución privada sin fines de lucro, cuyos objetivos fundamentales son: La promoción de la investigación tecnológica aplicada, la realización de estudios y análisis sectoriales, la capacitación de técnicos y profesionales para la actividad petroquímica, y la realización de otros servicios que apuntan al desarrollo de la petroquímica. Sus miembros son empresas públicas y privadas, de producción, distribución, comercialización, ingeniería, instituciones universitarias y de investigación y profesionales independientes.

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Pampa Energía y sus socios invertirán u$s 520 millones en Sierra Chata

La empresa suscribió un acta acuerdo con la provincia de Neuquén, que le permitirá obtener una nueva concesión por 35 años de explotación de hidrocarburos no convencionales para el desarrollo de shale y tight gas, en el área del yacimiento Sierra Chata, con objetivo en las formaciones Vaca Muerta y Mulichinco. La inversión comprometida en el área es de 520 millones de dólares para los próximos 5 años, y contemplan un bono de explotación y un aporte a la responsabilidad social empresaria por 30 millones de dólares. El acuerdo implica realizar 24 pozos horizontales, 15 en Vaca Muerta y 9 […]

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Clave para la reactivación del oleoducto a Chile

La línea OTASA vuelve a la escena gracias al aumento en la producción de Vaca Muerta. Pero el sistema requiere determinadas condiciones para poder volver a operar. El Oleoducto Transandino (OTASA) se encuentra en la mira tanto del gobierno de Neuquén como de las principales empresas productoras de petróleo que ya prevén que el corto plazo será necesario. Pero la línea tiene una serie de particularidades que marcan que su reactivación no será tan sencilla. Argentina consume en condiciones normales unos 500.000 barriles por día, un nivel que ya en mayo se superó por 15.000 barriles diarios, pero la producción […]

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PAE tiene un gran plan para Cerro Dragón

En las Octavas Jornadas de Energía que organiza del diario Río Negro fue el ambicioso proyecto que prepara para dicho lugar. Busca sumar 220 pozos en el año que viene. El gigante del Golfo San Jorge fue uno de los primeros en activarse en la pandemia. El gigante Cerro Dragón, ubicado entre Chubut y Santa Cruz, es uno de los yacimientos convencionales más importantes del país. Con una superficie que abarca 3.400 kilómetros cuadrados suma más de 70 años aportando producción. Inicialmente fue operado por YPF a partir de 1958 y PAE tomó las riendas en 1997. Danny Massacese, Upstream […]

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Éxodo empresario: Los inversores locales son los únicos que pujan por quedarse con las empresas que buscan irse del país

Muchos factores demuestran que no solo hay salida de capitales productivos de inversión extranjera directa, sino también de inversores locales al mismo tiempo que el valor de las empresas argentinas se encuentra a precio de remate. Sinopec se va del país: Los chinos vendieron a CGC (Compañía General de Combustibles) del grupo Eurnekian por un valor, cercano a U$S400 millones. Unos U$S2000 millones más barata de el precio que le pagaron a la estadounidense Occidental Petroleum (Oxy) hace 11 años. Edenor, fue comprada por el grupo Vila-Manzano a Pampa Energía por US$100 millones, cuyo dueño aceptó el mismo monto por […]

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Cambios en el Monotributo y los Bienes Personales

La Cámara de Senadores convirtió en ley un proyecto que crea el Programa de Fortalecimiento y Alivio Fiscal para Pequeños Contribuyentes.  El mismo permitirá que los monotributistas no deban afrontar ninguna deuda acumulada por la diferencia resultante entre lo que pagaron entre enero y junio y los nuevos valores establecidos por la ley 27.618. El Senado sancionó de manera definitiva un expediente que reforma los Impuestos a las Ganancias y Bienes Personales con el fin de fomentar el ahorro en pesos destinado a ampliar las exenciones en los mencionados Impuestos para los activos de inversiones financieras en moneda nacional. Ambos […]

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Martín Guzmán se reunió en Venecia con la Secretaria del Tesoro de los Estados Unidos, Janet Yellen

El ministro de Economía, Martín Guzmán, mantuvo este sábado en Venecia una reunión bilateral con la secretaria del Tesoro de los Estados Unidos, Janet Yellen, con quien dialogó sobre las negociaciones que la Argentina está desarrollando junto al Fondo Monetario Internacional (FMI) para establecer un nuevo acuerdo con el organismo. En este marco, el titular del Palacio de Hacienda destacó que mantuvo “una muy valiosa y detallada charla con Janet Yellen sobre la importancia de resolver multilateralmente la problemática de la elusión impositiva y las negociaciones para solucionar el problema de la deuda insostenible con el FMI”. “Gracias Janet por […]

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Misiones: Lanzan primera planta de producción de hidrógeno verde

En el marco del plan piloto, se están haciendo las pruebas. Se apunta a la producción de energía alternativa tanto para el transporte y la industria como para el sector residencial. El Parque de la Innovación de Posadas cuenta en la actualidad con más de quince importantes firmas de base tecnológica. El Parque Industrial y de la Innovación Posadas (PIIP) es un espacio destinado a promover el desarrollo de actividades productivas con generación de empleo genuino, apostando a un cambio de la matriz productiva, basado en la #innovación y la industria del conocimiento, la economía sustentable y la competitividad empresarial. […]

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El reclamo argentino por Malvinas se oculta a los inversores por parte de las Petroleras

Las dos petroleras en la mira del gobierno argentino, y que podrían ser sancionadas por violar las leyes de este país, aún no informaron oficialmente a sus inversores ni a las autoridades regulatorias en los mercados en los que se ofrecen y transan sus acciones sobre esta posibilidad, que podría derivar en fuertes multas y prisión para sus directivos. Ni Harbour Energy Plc. ni Navitas Petroleum LP emitieron comunicaciones al respecto. Tiempo contactó a ambas empresas para conocer su opinión sobre el conflicto, pero declinaron hablar. El 7 de julio, el secretario de Malvinas, Daniel Filmus, anunció el inicio de […]

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Rafael Guenchenen: “Desde que asumió Pablo González, estamos peor que con la gestión anterior”

El secretario adjunto del gremio dijo “El año pasado, tras duras negociaciones, el compañero Claudio Vidal logró un importante acuerdo de inversiones para Santa Cruz, que hoy se está desconociendo. Pablo Gonzalez está frenando la subida de perforaciones y el desarrollo productivo de nuestra provincia”. Iniciaron una medida de fuerza en los equipos de torre de la operadora estatal, tras la desafectación de equipos en  la zona de Los Perales, que se suman a los que todavía no fueron puestos en marcha tras el anuncio del Presidente de YPF de reactivar la actividad en Santa Cruz, algo que nunca se […]

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Aumenta 5% el GNC en agosto

Se vuelve a subir el Gas Natural Comprimido (GNC) que utilizan los autos, entre $ 2 a $ 3 por metro cúbico. Es debido a una revisión trimestral de los contratos que firmaron las estaciones con las comercializadoras, lo que llevará el gas vehicular a rondar los $ 40 por metro cúbico -m3- en algunas bocas de expendio de la Ciudad de Buenos Aires.A diferencia de los combustibles líquidos (nafta y gasoil), que tendrán los precios congelados hasta fin de año, el GNC tiene un “mercado libre”. El precio que pagan por el gas equivaldrá desde agosto a un 14% […]

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Río Colorado y el potasio buscan inversores para su usufructo

El Sindicato Jerárquico y Profesional de Gas y Petróleo de Cuyo, el Sindicato de Petróleo y Gas Privado de Cuyo y el Bloque de Empresas, recibieron a autoridades de la compañía estatal PRC SA, que gestiona la mina de sal de potasio en Malargüe. Santiago Fernández, gerente operativo de la firma, les comentó que actualmente están en búsqueda de un inversor para la extracción mineral y que tienen proyectado utilizar la amplia infraestructura disponible que dejó Vale para la instalación de un parque de servicios petroleros. Ahora, las pymes y los gremios vieron con buenos ojos la propuesta, ya que […]

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Groenlandia le huye al petróleo para enriquecerse

La enorme isla dependiente de Dinamarca pero autónoma en su política económica decidieron suspender la exploración de hidrocarburos y uranio. Dinamarca decide la política exterior, de defensa y seguridad de Groenlandia, y provee un subsidio anual que representa dos tercios de la economía. Independizarse será ahora más difícil para los habitantes de la helada y enorme isla ártica. Pero tendrán la conciencia más tranquila. Desde aquel recóndito lugar afirmaron que es un “paso natural” porque las autoridades del país del Ártico “se toman en serio la crisis del clima”. Groenlandia sufre mucho el cambio climático, lo que se evidencia en […]

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Puma Energy presentó su equipo para el Rally Dakar 2022

Puma Energy, empresa líder en el mercado global de la energía, dio a conocer el plantel regional que participará del próximo Rally Dakar 2022, una de las competiciones deportivas más exigentes a nivel internacional. La plantilla estará conformada por Juan Manuel “Pato” Silva, exitoso piloto argentino, y Andrea Lafarja, reconocida corredora paraguaya. Ambos disputarán la 44° edición de esta tradicional carrera, que se desarrollará del 2 al 14 de enero del 2022 en Arabia Saudita con formato reducido y sin cruce de fronteras. El evento formal de presentación de los conductores y el equipo, que se denomina Puma Energy Rally […]

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Biocombustibles: ganadores y perdedores de la nueva Ley aprobada en el Congreso

El Senado convirtió en Ley el nuevo régimen de promoción para la industria de biocombustibles. En la sesión del jueves pasado, el proyecto obtuvo 43 votos a favor y 19 en contra. El nuevo régimen será hasta 2030 con la posibilidad de extenderlo por cinco años más. Si bien falta la reglamentación, la nueva norma remplazará a la Ley 26.093 de 2006 que impulsó el entonces presidente Néstor Kirchner y que formalmente todavía está en vigencia hasta el 27 de agosto. El nuevo régimen que regula el mercado interno conformado por 55 empresas de bioetanol y biodiesel dejó ganadores y perdedores.

Ganadores

Los principales ganadores son los ingenios del NOA que producen bioetanol elaborado a base de caña de azúcar, que es el único biocombustible que no reducirá su actual 12% de mezcla con las naftas. Ese porcentaje se dividirá 6% para el bioetanol de caña y 6% para el producido a base de maíz, que podrá reducirse a un 3%, según el criterio de la Secretaría de Energía. La Ley estima que la mezcla de la caña de azúcar nunca se reduzca por debajo del 6%. Los ingenios ganadores son Ledesma (familia Blaquier), Tabacal (Seaboard Corporation) y La Florida (grupo Los Balcanes), y otros más chicos como ingenio Leales (del grupo Budeger, controlante del ingenio La Esperanza), Bio Atar (grupo Luque), Santa Rosa y La Trinidad, entre otros. En este caso, legisladores del Frente de Todos y de Juntos por el Cambio de Tucumán, Salta y Jujuy votaron a favor de la Ley.También resultaron ganadores las empresas pymes de biodiesel (producido a base de aceite de soja y de maíz) pero que cuentan con más de una planta para abastecer el mercado interno. La Ley define que las plantas que acceden a los beneficios del régimen no pueden producir más de 50.000 toneladas de biodiesel por año. El primer borrador del proyecto impedía que una misma persona o grupo tenga más de una planta. Pero el texto que se terminó aprobando habilita que un mismo grupo o persona cuente con más de una planta bajo el régimen de promoción. En particular, los beneficiados son el Grupo Bojanich, que cuenta con seis plantas (Biobahía, Biobin, Bio Ramallo, Biobal Energy, Bio Corba y Refinar Bio). Juan Carlos Bojanich, el empresario al frente del grupo que concentra el 25% de las ventas de biodiesel reguladas por la Secretaría de Energía, apoyó desde el inicio al proyecto impulsado por el Frente de Todos. Además, se benefició el grupo santafesino Essential Energy Holding, que tiene cuatro plantas: Rosario Bioenergy, Bionogoyá, Establecimiento Albardón y Héctor Bolzán y Cia.También salieron ganadores las compañías petroleras y las provincias donde se encuentran los yacimientos de crudo y gas. El porcentaje de mezcla obligatoria de los biocombustibles con las naftas y el gasoil no aumentará. Las provincias petroleras como Neuquén aportaron votos para que el proyecto de apruebe.

Perdedores

Distintas cámaras empresarias y referentes de la industria consultados por Econojournal coincidieron en que el sector quedará -al menos- sin poder crecer, ya que la expectativa luego de 15 años de regulación era que se incremente la participación del biodiesel en cada litro de gasoil que se vende en los surtidores del país.Entre los perdedores de la nueva norma se encuentran las empresas productoras de biodiesel (aceite de soja) porque se redujo de 10% a 5% el corte de la mezcla con el gasoil.Además, ante la suba del precio de la materia prima o escasez de los productos, la Ley habilita a que la Secretaría de Energía reduzca el corte de mezcla del bioetanol de maíz de 6% a 3%. En este caso, las empresas que se perjudicarían son: Bioetanol Río Cuarto (BIO4), Acá Bio, Promaiz, Diaser y Maíz Energía. Políticamente, las provincias perdedoras con la nueva Ley son Córdoba, gobernada por Juan Schiaretti y donde se produce biodiesel y el 70% del bioetanol de maíz del país, y Santa Fe, a cargo Omar Perotti.Las grandes cerealeras como General Deheza, Bunge o Cargill seguirán sin poder participar en el mercado interno, aunque concentran gran parte de la producción del aceite de soja. Con el nacimiento de este sector industrial estas compañías instalaron grandes plantas con capacidad para producir mucho más que el tope de 50.000 toneladas anuales de biodiesel que impone la ley. De todos modos, encontraron mercado exportando grandes cantidades a Europa y Estados Unidos (en 2017 las grandes cerealeras llegaron a exportar por US$ 1.600 millones), aunque en los últimos años estos envíos se frenaron por denuncias de dumping y barreras arancelarias.La Liga Bioenergética, que agrupa a provincias productoras como Córdoba, Santa Fe, Entre Ríos, Tucumán, Jujuy, Salta y Santiago del Estero, tuvo un duro golpe luego de la aprobación de la Ley en el Congreso. Durante los últimos años elaboró un proyecto de ley propio que se proponía -en líneas generales- incrementar a 15% el corte del bioetanol y hasta 27% en 10 años el biodiesel. La unidad con la que funcionaba prácticamente se rompió con la aceleración que impuso el Frente de Todos para aprobar el proyecto en julio.  

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EE.UU: el Congreso define qué tecnologías de generación recibirán créditos e incentivos en los próximos 10 años

El Partido Demócrata impulsa una medida para incentivar a las empresas eléctricas a que generen o vendan más energía proveniente de fuentes limpias o menos contaminantes. La propuesta será incluida en la ley de Presupuesto Federal que el gobierno espera aprobar a través de un mecanismo legislativo por el que solo necesitará contar con los votos demócratas.

Los senadores demócratas acordaron en principio incluir un Estándar de Electricidad Limpia (CES, por sus siglas en inglés) como parte de un paquete presupuestario de 3.500 millones de dólares. “El estándar de electricidad limpia esta dentro del acuerdo presupuestario. CES es la piedra angular de la transformación práctica y progresiva hacia un futuro con energía limpia”, anunció Tina Smith, una de las senadoras detrás de la redacción de esa propuesta.

El gobierno federal empuja inversiones en infraestructura y energía a través de dos leyes, una ley de infraestructura consensuada con el Partido Republicano y la ley presupuestaria federal. Esta última —que cuenta con el respaldo de Joe Biden— podría ser votada a través de un proceso legislativo conocido como ‘reconciliación’ y que solo requiere de una mayoría simple para ser aprobada. En el Senado alcanzaría con los votos de los 50 demócratas más el voto desempate de la vicepresidenta Kamala Harris.

Negociaciones

Los detalles exactos del estándar continúan en negociación pero la senadora Smith dejo algunas definiciones sobre el texto que espera consensuar. En declaraciones a The Hill, Smith consideró que el enfoque debe ser tecnológicamente neutral para incluir no solo a la energía eólica, solar y geotérmica, sino también la energía nuclear y a los combustibles fósiles acompañados por captura de carbono.

El objetivo detrás de ese enfoque es alinear a los senadores demócratas con mayores reparos sobre la medida. “Les dije que estaba preocupado por parte del lenguaje que he visto y que se aleja de los combustibles fósiles”, declaró el senador Joe Manchin. “Dije: ‘Usted aleja a nuestro país de los fósiles, y no habrá otro país que realice la investigación y el desarrollo que arreglarán las emisiones que provienen de los fósiles en este momento’. Ellos saben dónde estoy parado, y nosotros nos sentaremos y trabajaremos en ello”, dijo Manchin.

La senadora también destacó que el estándar es el resultado de “una estrategia basada en el presupuesto en lugar de una estrategia basada en la regulación”. Bajo un enfoque regulatorio tradicional las empresas son obligadas a llegar a cierto umbral de generación limpia o baja en carbono. En cambio, en el modelo de presupuesto se pagaría (premiaría) o se multaría a las empresas de distribución y de generación según su capacidad para sumar una cantidad determinada de energía renovable cada año.

Estándar eléctrico limpio

El concepto de “Clean Energy Standar” o estándar de energía limpia (CES) consiste en requerir que cierto porcentaje de las ventas minoristas de electricidad provengan de fuentes que no emitan o que emitan poco. Smith dijo que le gustaría ver un requisito de electricidad de origen renovable del 80% para el 2030.

El CES es similar al “estándar de porfolio renovable” (RPS) existente en muchos estados de Estados Unidos. La diferencia es que los RPS suelen fijar un porcentaje voluntario u obligatorio de venta de energía proveniente de fuentes renovables. En el caso del estándar de electricidad limpia bajo negociación se busca ampliar el espectro tecnológico para incluir a otras fuentes como la energía nuclear, la hidroeléctrica o la generación con combustibles fósiles acompañada de captura de carbono.

Otra diferencia central es que en lugar de exigir a las empresas que generen o vendan una cierta cantidad de electricidad a partir de ciertas fuentes (como hacen muchos estados en la actualidad con las renovables), el nuevo estándar federal proporcionaría créditos directos a las empresas de servicios eléctricos para producir electricidad limpia o baja en carbono y multaría a aquellos que no logren mantener el ritmo de las reducciones de carbono. Funcionaría como un esquema para incentivar financieramente el despliegue de más energías renovables y de captura de carbono.

Jesse Jenkins, profesor de la Universidad de Princeton y experto en sistemas energéticos, destacó que la propuesta de la senadora Smith traspasa el costo de la transición energética a la base impositiva federal. “A diferencia de un CES regulatorio, que pone los costos en los contribuyentes, este CES basado en inversiones hace que el gobierno federal, a través de impuestos a las corporaciones y los ricos, pague la cuenta. Eso hace que esto sea más progresivo/justo que un CES convencional”, remarcó Jenkins.

Transición energética

La iniciativa es parte de los planes del gobierno federal para descarbonizar la matriz energética de Estados Unidos. El presidente Joe Biden respaldó una ley de infraestructura acordada con el Partido Republicano por 1.2 billones de dólares en infraestructura de transporte, de agua, de banda ancha universal y de energía, entre otras áreas. Por ejemplo, en materia de energía serán destinados 73.000 millones para inversiones en transmisión eléctrica.

Biden se comprometió a reducir las emisiones de Estados Unidos entre un 50% y un 52% con respecto a los niveles de 2005 para 2030. Según Jenkins es poco probable que Estados Unidos logre esos objetivos a menos que aproximadamente el 80% de su generación de electricidad provenga de fuentes de cero carbono para fines de la década.

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Ecuador diseña licitaciones internacionales de energías renovables con atractivos para inversores

El Plan Maestro de Electricidad indica que, en esta década que comienza, la nueva generación proveniente de proyectos hidroeléctricos, renovables no convencionales y ciclo combinado representará al menos 4749 MW. 

De aquel total, en los próximos tres años 728 MW corresponderían a emprendimientos de ERNC. Ahora bien, el Bloque de 200 MW a lanzarse este año se ampliará a unos 500 MW, según adelantó Gabriel Argüello, viceministro de Electricidad y Energía Renovable, en exclusiva para Energía Estratégica. Con lo cual, Ecuador podría superar los 1000 MW renovables en operación en el año 2024. 

Sobre este tema se pronunció Enith Carrión, asesora del viceministro de Electricidad y Energía Renovable del Ecuador, durante el Expo Energías Renovables Ecuador 2021:

“Todos estos proyectos requieren de una inversión. A nivel de generación y transmisión son más de 7000 millones de dólares los que necesitamos. Por lo que nos vemos abocados a llamar a licitaciones internacionales y como política de gobierno llamar a la inversión privada”. 

Proyectos ya licitados como el Aromo (200 MW solares), Villonaco 2 y 3 (110 MW eólicos), Huascachaca (50 MW eólico) y un bloque de minihidro adicional de hasta 84 MW, serían los primeros en interconectarse durante el año 2023.

Los que los seguirán, con COD estimado para el 2024, son proyectos resultantes de los próximos Procesos Públicos de Selección (PPS) por Bloque Hidro de hasta 50 MW (84 MW hidro totales) y Bloque de ERNC (200 MW -> ampliable a 500 MW).

Según precisó Enith Carrión, la participación de empresas privadas en el sector eléctrico cuenta con un amplio respaldo en el marco normativo legal local. Desde la Constitución de la República del Ecuador (Art. 316 y Art. 339) hasta la Ley Orgánica de Servicio Público de Energía Eléctrica (Art. 25, Art 29 y Art 52) están forjadas las bases.

No es menor indicar que la certidumbre jurídica se vio garantizada en estos últimos años, inclusive ante el cambio del gobierno federal. Las nuevas autoridades supieron honrar los contratos de PPS previos y continuaron en la misma línea con nuevas convocatorias abiertas e internacionales. 

«Se sigue mejorando y perfeccionando el marco legal. Ahora estamos trabajando en la actualización del reglamento LOSPEE para tratar de viabilizar y dar un mejor escenario de estabilidad y seguridad jurídica a estos proyectos a través de la inversión privada”

“Estamos trabajando en los conceptos de bancabilidad de los procesos. Es necesario que nuestros contratos obedezcan a aspectos de bancabilidad como tener prioridad en el despacho, tarifa fija por kWh, riesgo cambiario nulo, seguridad de que no existan cambios de ley o impositivos que varíen flujos financieros, que se especifique los casos de fuerza mayor, que la resolución de disputas puedan llevarse a través de mediaciones locales e internacionales, que existan compensaciones por terminación, que tengan derechos de los acreedores garantizados, un fideicomiso que permita garantizar los pagos y finalmente mitigar los riesgos de interconexión con un red robusta”, detalló Enith Carrión.

Comunicado oficial

Como parte de esta gestión, el Bloque de Energías Renovables No Convencionales (ERNC), que busca desarrollar pequeñas centrales hidroeléctricas, proyectos fotovoltaicos, eólicos y de biomasa en varias provincias del país, fue actualizado de 200 MW a 500 MW de potencia.

“Para la licitación y construcción de los proyectos considerados en este bloque se busca captar inversión privada por alrededor de USD 300 millones de dólares. La ejecución de esta infraestructura eléctrica, permitirá contar con una oferta adicional de energía renovable para el abastecimiento de la demanda eléctrica del país”, aseguró el Ministro de Energía y Recursos Naturales No Renovables, Juan Carlos Bermeo Calderón, en el marco de la Expo Virtual Energías Renovables.

Durante su intervención, el Ministro además, informó el avance de los procesos públicos de selección para la puesta en marcha de proyectos como: Fotovoltaico El Aromo, en la provincia de Manabí, los eólicos Villonaco II y III, en Loja y La Microred de Energías Renovables Conolophus de 14, 8 MW en Galápagos. “Estas obras reducirán sustancialmente las emisiones de CO2 al ambiente y serán financiados al 100% con capital privado”, explicó la autoridad.

También anunció que han sido recibidos los estudios actualizados del Proyecto Hidroeléctrico Santiago, que en su primera etapa tendrá una potencia instalada de 2 4000 MW.

En el marco de la Expo Energías Renovables, también participó el Viceministro de Electricidad, Gabriel Arguello, donde presentó una ponencia virtual sobre Generación Distribuida. Declaró que el país trabaja para la transición energética, dejando a un lado las energías convencionales, para implementar energías limpias.

“La topografía en Ecuador le confiere un elevado potencial en energías renovables como la fotovoltaica y eólica. Actualmente, existe un cambio de paradigma hacia un “Prosumidor” que es un consumidor capaz de producir su propia energía eléctrica” indicó.

El Gobierno del Encuentro a través del Ministerio de Energía y Recursos Naturales No Renovables, trabaja para fomentar el uso de energías limpias en la generación y transmisión eléctrica, como un recurso indispensable para impulsar la reactivación económica nacional.

 

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Entrevista: El secretario de energía Toso reveló su plan para generación distribuida en La Pampa

La Pampa hace poco más de un mes atrás aprobó los procedimientos y condiciones para la implementación del régimen de promoción a la generación distribuida de energía eléctrica mediante la resolución Resolución 29/2021. 

Matías Toso, secretario de Energía y Minería de la provincia, brindó una entrevista exclusiva sobre este avance energético en torno a la alternativa renovable. 

¿Qué implica esta situación que se ha dado?

El programa buscó armonizarse con el Régimen de Generación Distribuida Nacional, respetando las particularidades locales del sistema de distribución eléctrica público y cooperativo. 

Desde ese aspecto, implica la posibilidad de unión de todos los sectores, del trabajo mancomunado, de una participación activa de los U/G en el camino hacia una provincia que genere energía eléctrica de manera sustentable y segura, aportando al desarrollo del país. 

¿Qué diferencias existen con respecto a la Ley Nacional N° 27.424?

Una de ellas es la figura del Usuario Generador Colectivo. Que aquellos usuarios/as puedan asociarse para tener un equipo que beneficie a todas las personas que forman parte de él. 

También se prevé la posibilidad de que un usuario tenga un equipo instalado en un sitio diferente de donde posee su punto de consumo (su medidor).

La otra posibilidad interesante es la cesión de créditos, la cual consiste en que un usuario que genera energía para su autoconsumo y el eventual excedente genere un crédito que puede ser cedido a otro usuario del mismo ámbito de concesión. 

Entendemos que el generador colectivo se adapta mucho a la realidad geográfica que tiene la provincia de La Pampa, donde hay localidades que no tienen muchos edificios pero sí terrenos disponibles, de manera tal que se permite aprovechar estos espacios donde haya redes para poder conectarlos.

¿En qué trabajan a partir de ahora? 

Tenemos pedidos de usuarios/as generadores que se están tramitando. Además, trabajamos en acuerdos y programas para proveer y facilitar herramientas de crédito para adquirir los equipos, la barrera más grande de este tipo de operatorias.

Se trata que las cooperativas distribuidoras trabajen con la venta y colocación de algunos sistemas de GD. Y también con empresas proveedoras de servicios energéticos, PyMEs pampeanas ya en el rubro, intentando poder ampliar el rubro a usuarios residenciales urbanos. 

¿Estiman algún número potencial de usuarios/as generadores y de potencia a instalar?

No podemos precisar un número potencial de usuarios-generadores, ni tampoco hay un escenario de la potencia a instalar, pero es interesante destacar la buena recepción del programa.

Aquellos que ya poseen equipos de generación desde antes que el Régimen estuviese vigente podrán registrarse para comercializar el excedente y, a partir de ahí, tendremos mayor información de cuántos equipos hay, en qué concesiones y, en función de eso, planificar el crecimiento del sistema.

¿Y cuáles son las expectativas a futuro?

Por un lado, iniciar el camino hacia una provincia generadora de energía eléctrica en diferentes escalas, virar el eje en el perfil de la provincia, aunque también implica una manera diferente de vernos, de percibirnos como integrantes de un sistema. 

Para el Plan Estratégico de Energía de la provincia de La Pampa, la gestión de la demanda es un eje fundamental, y entendemos que este tipo de programas nos acerca a los ciudadanos y ciudadanas para promover un consumo racional y eficiente de la energía.

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Advierten demoras en la certificación de proyectos de Generación Distribuida en Colombia

En febrero del 2018 se habilitó la Generación Distribuida en todo el territorio colombiano por medio de la Resolución CREG 030/2018, que permite la autogeneración a través de fuentes de energías renovables de usuarios particulares residenciales, industriales y comerciales.

Desde entonces, el Gobierno ha lanzado líneas de promoción para este tipo de generación in situ. La medida más importante fue hacer más expedita la aplicación de los incentivos para proyectos de proyectos de Fuentes No Convencionales de Energía renovables (FNCE), alcanzados en la Ley 1715.

Se trata de deducción de renta, exclusión de IVA, exención arancelaria y depreciación acelerada para emprendimientos renovables, y exención de IVA y descuento y deducción de aranceles para aquellos que correspondan a Gestión Eficiente de Energía (GEE).

En diálogo con Energía Estratégica, Andrés González, Gerente de Ventas de Eneco, resalta que todas estas medidas están dinamizando con fuerza el mercado de la Generación Distribuida, a pesar de las adversidades que ha habido este 2021, tanto por la pandemia como por los contratiempos que han ocasionado las manifestaciones sociales.

Sin embargo, el ejecutivo advierte que los tiempos de aprobación de los proyectos no están avanzando al ritmo que promete la Ley. “Se están respetando cada vez más pero todavía hay demoras que impactan en nuestros emprendimientos”, indica.

A saber, la Resolución CREG 030/2018 señala que para proyectos de potencia instalada menor o igual a 0,1 MW, el operador de red tendrá 5 días hábiles contados a partir del día siguiente al de recibo de la solicitud en la página web para emitir concepto sobre la viabilidad técnica de la conexión.

“Luego de la verificación de parámetros y efectuadas las pruebas pertinentes, el OR dispondrá de 2 días hábiles para efectuar la conexión”, indica la normativa.

Para los proyectos de potencia instalada mayor a 0,1 MW y menor o igual a 1 MW, el operador de red tendrá 7 días hábiles contados para emitir concepto sobre la viabilidad de la conexión y 5 días hábiles siguientes a la fecha de la remisión del resultado de viabilidad técnica.

Pero González explica que los procesos suelen tardar en surtirse entre uno a dos meses. “Hemos tenido casos donde las demoras fueron mayores”, asegura.

Cuenta que estos retrasos son complejos para las empresas que tienen a sus emprendimientos en alto grado de ejecución, con desembolsos de inversión terminados que requieren avanzar.

Eneco actualmente está ejecutando proyectos por 250 kW y empezarán a montar otros por 300 kW próximamente.

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Centro Mario Molina estudia costos, proyectos piloto y demanda del H2 verde en Chile

“La cuestión del hidrógeno debe verse desde un punto de vista sistémico y no es posible que sólo se analice una parte de la cadena, sino que se necesita analizar toda la cadena de valor del hidrógeno”, así la exposición de Marco Jano Ito, líder de proyecto en el Centro Mario Molina, durante un webinar.

El especialista hizo hincapié en el progreso del mencionado vector energético en México, país donde en varias oportunidades se ha mencionado el potencial para su desarrollo y producción, ya sea a partir de gas natural como así también de fuentes renovables. 

Incluso señaló el hecho que desde el Centro Mario Molina se encuentran trabajando en un proyecto “que cuenta con el apoyo del gobierno británico”, el cual plantea evaluar el potencial de mitigación y costos del hidrógeno en el país. “También estamos trabajando en diseñar rutas críticas para implementar proyectos pilotos”, agregó.

“En los próximos años, por ejemplo a 2030, esperamos ver una mayor cantidad de proyectos piloto, porque en muchos casos las tecnologías en la generación eléctrica ya están desarrolladas”, apuntó. 

Al respecto explicó que “hasta ahora se han identificado diferentes sectores en los que se puede utilizar este compuesto”. Y puso en ejemplo tres casos puntuales: 

“Para la producción de amoníaco estimamos una demanda aproximada de 77.500 toneladas anuales de hidrógeno. Ya en el caso de la refinación sería de 180.000 toneladas anuales de H2; mientras que en la siderurgia, hemos estimado que la demanda es de 175.000 t por año”. 

También sostuvo que “existen otros potenciales, como por ejemplo el almacenamiento, en domos salinos o en yacimientos agotados de petróleo y gas, y en México contamos con esta infraestructura, que es una alternativa”. 

“Además, hay oportunidades en otros sectores, como en el minero donde la energía eólica o solar pueden utilizarse para la generación de hidrógeno y sustituir el uso de combustibles fósiles en vehículos que se usan en minas”, continuó.  

Sin embargo, resaltó la necesidad de establecer una ruta clara y con objetivos para el desarrollo y adopción del hidrógeno, aunque aclaró que no sólo a un sector en particular, sino a todos aquellos que puedan utilizarlo, además de “apoyar la creación de demanda a partir de políticas que le den valor económico a este vector energético”. 

“También es necesario reducir los riesgos a la inversión. Es importante que el gobierno apoye a la iniciativa privada para que se genere una mayor inversión, considerando la complejidad de la cadena de suministro del hidrógeno”. 

Y opinó que un punto “destacable” es el apoyo a la investigación y desarrollo de proyectos demostrativos: “Los gobiernos juegan un papel fundamental para el establecimiento de una agenda de investigación clara”. 

“Por lo que es clave revisar la regulación, eliminar la regulación innecesaria, establecer estándares comunes que aseguren el buen funcionamiento de la cadena de suministro”, manifestó. 

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Gobierno de Transición deja 15 proyectos renovables con US$ 1,300 millones de inversión en Perú

Durante la conferencia “Transferencia con transparencia”, explicó que todos estos proyectos cuentan con concesión definitiva y se estima que entren en fase de operación comercial entre los años 2022 y 2024, dotando de energía limpia y de calidad al Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN), en beneficio de millones de peruanos.

Entre los proyectos mencionados destacan la central eólica Punta Lomitas, en Ica, con una inversión que supera los US$ 323 millones, que representa una potencia instalada de 260 MW; así como la central solar fotovoltaica Continua Misti, ubicada en Arequipa, con una inversión de más de US$ 210 millones, y una potencia instalada de 300 MW, entre otras iniciativas de envergadura.

“Las energías renovables, como la eólica y la solar, están abaratando sus costos en el mundo y eso es importante porque en el Perú tenemos proyectos importantes. El Gobierno de Transición, por ejemplo, logró poner en operación comercial, en mayo del 2021, las centrales eólicas Huambos y Duna, en Cajamarca, con una inversión de US$ 64.20 millones, incorporando 36,7 MW de potencia instalada al SEIN”, precisó el titular del sector.

Electrificación rural

En el ámbito de la electrificación rural, el ministro remarcó que actualmente el Minem impulsa 9 proyectos de centrales con sistemas fotovoltaicos en las regiones de Loreto, Ucayali y Amazonas. Dos de ellos se encuentran en proceso de licitación, y los otros 7 serán licitados entre agosto y setiembre de este año. “La población beneficiada supera los 52,000 ciudadanos, con una inversión total de más de S/ 270 millones”, detalló.

Asimismo, esta gestión deja encaminado el Segundo Programa Masivo con Sistemas Fotovoltaicos, en beneficio de 107 mil viviendas rurales en zonas de difícil acceso (en las 24 regiones del país), que no cuentan con servicio eléctrico y que, por su localización, son potencialmente susceptibles de ser electrificadas con paneles solares.

“Cuando concluyan todos estos proyectos que impulsamos, y que el próximo gobierno seguramente continuará, vamos a poder pasar del 83.7% al 90% de coeficiente de electrificación rural”, señaló.

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Generadoras de Chile y un análisis sobre la electrificación en sectores transporte, industria y comercial

El miércoles de la semana pasada se llevó a cabo el conversatorio virtual “Transición en Electrificación”, realizado por el Chile California Council. Allí, Nicolás Westenenk, director de Medio Ambiente y Cambio Climático de Generadoras de Chile, especificó cuáles eran los desafíos que debía transitar el país para alcanzar la tan mentada Carbono Neutralidad hacia el año 2050.

Uno de los ejes principales, detalló el experto, es “electrificar el consumo” tanto del transporte terrestre, como de la minería, el sector industrial y el inmobiliario. El objetivo será pasar del 24% de la electrificación actual al 54% en los próximos 30 años; es decir, casi duplicarlo.

Los sectores que deberán realizar los esfuerzos más grandes son, en primer lugar, el del transporte terrestre, que deberá pasar del actual 2% al 61% hacia finales del 2050.

Según Westenenk el objetivo es alcanzable: de a poco la electromovilidad va ganando terreno en Chile y, con ella, la planificación de la red de recarga a lo largo de todo el país. El hidrógeno también jugará un rol importante.

En segundo lugar, el sector inmobiliario deberá transitar una transformación, sobre todo en lo vinculado a la calefacción, en reemplazo del consumo actual de la leña.

Fuente: Generadoras de Chile

“Vamos bien encaminados”

Para el director de Medio Ambiente y Cambio Climático de Generadoras de Chile el objetivo de la Carbono Neutralidad será un hecho si se continúan dando las mismas señales de mercado de estos últimos años. “Vamos bien encaminados”, consideró.

“En el sector generación estamos con más de 20 mil millones de dólares de inversión en construcción de energías, principalmente renovables”, destacó. Repasó que, a mayo de este año, se registraban 6.355 MW en obras, de los cuales el 46% es solar, el 31% es eólico y el 14% es hidroeléctrico.

Además, Westenenk señaló que el 100% del ingreso de los proyectos en calificación ambiental en el Sistema de Evaluación de Impacto Ambiental (SEIA) son renovables (61% solares y 39% eólicos), los cuales representan un volumen de energía de más de 12.000 MW que se traducen en inversiones por 12.300 millones de dólares.

“Chile sigue siendo un enorme reactivo para inversiones en energías renovables a nivel mundial, por lo tanto, podemos esperar que esto vaya creciendo aún más y podamos tener una matriz más renovable”, resaltó el directivo.

A este escenario se le suma el retiro de centrales a carbón, donde ya han compromisos que indican que al año 2024 dejarán de operar 2.500 MW de los 5.000 MW operativos.

“Nuestras proyecciones indican que, con la mayor penetración de energías renovables, y la salida de centrales a carbón, vamos a tener cada vez menos emisiones en el sector eléctrico”, enfatizó Westenenk.

Fuente: Generadoras de Chile

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Energe duplica las ventas de sus calentadores solares en Argentina

Con más de 14 años de trayectoria como fabricantes en el rubro solar, Energe refuerza su apuesta por el mercado argentino y continúa presentando nuevos productos para el crecimiento de la industria nacional. 

Uno de sus más recientes lanzamientos consiste en un calentador solar para la climatización y ventilación de ambientes que este año ya está duplicando sus ventas. 

“El crecimiento que ha tenido este producto este año nos sorprendió. Hemos multiplicado por dos las instalaciones alrededor del país y se van sumando cada vez más segmentos del mercado”, indicó Leonardo Scollo, gerente comercial de Energe.

El referente de la empresa comentó a Energía Estratégica que están instalando estos sistemas tanto para usuarios residenciales como comerciales debido a las facilidades de diseño y modulares con las que cuentan estos sistemas. Mientras que en casas se puede aplicar una unidad pequeña en vertical, en supermercados pueden localizar unos 20 mt2 de paneles en horizontal en los techos.  

Este producto puede lograr hasta un 40% de ahorro anual en calefacción. Dependiendo los mt2 de paneles se coloquen, se podrá lograr determinada calefacción en el lugar. 

“Cada 10 mt2 de superficie cubierta debes instalar unos 2mt2 de paneles para lograr un 40% de ahorro anual en calefacción. Pero si quisieras sólo ventilar el espacio serían esos mismos 2mt2 de paneles para 40 mt2 de superficie”, detalló Leonardo Scollo.

Este tipo de solución solar no sería competidor de electrodomésticos como aires acondicionados. Puntualmente, estos paneles de Energe se tratan de productos complementarios que llevan a disminuir el consumo de energía eléctrica para los fines de calefacción y ventilación, libre de monóxido de carbono en distintos segmentos del mercado. 

“Vimos la posibilidad de utilizar esta tecnología de calentamiento de aire para climatizar y ventilar viviendas u oficinas. Este 2021, particularmente con la vuelta a la actividad en el ámbito académico, ampliamos nuestra oferta al nicho de instituciones educativas”, señaló el gerente comercial de Energe.

En el primer semestre del año, por ejemplo, Energe instaló un  sistema de calefacción solar en un instituto terciario en La Pampa y recientemente uno más para la escuela Aguaribay, en Maipú (Mendoza). Puede ver el video del sistema instalado acá.

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Esta solución de climatización y ventilación de ambientes ya se encuentra disponible en las cuatro sucursales de Energe -de Buenos Aires, Córdoba, Mar del Plata y Mendoza-, en cinco franquicias -de San Juan, La Pampa, Posadas, San Rafael y Quilmes-, en negocios de distribuidores alrededor del país y el marketplace online de la empresa: https://energe.com.ar/comprar/ 

“En el año 2022, estimamos que venderemos unas 400 unidades de este producto desde nuestros distintos puntos de venta”, pronosticó Leonardo Scollo, gerente comercial de Energe.

¿Cómo funciona el calentador solar de Energe?

1- El captador ubicado en el techo o pared bajo la incidencia del sol toma el aire exterior.

2- En su interior, recorre un filtro que eleva su temperatura.

3- Cuando se indica al sensor que debe calentar el espacio, se impulsa el aire caliente con un forzador hacia el interior de la vivienda

4- Ingresa al ambiente por un pequeño difusor de 20mm de diámetro, sin ocupar espacio ni presentar riesgos por contacto.

5- Elimina infiltraciones de aire frío durante el funcionamiento (porque mantiene la vivienda con presión positiva de aire)

6- Mantiene el espacio climatizado, ventilado y seguro, libre de microorganismos y/o CO. Contribuyendo a la salud de los ocupantes de la sala.

Mira el video del funcionamiento en el siguiente link

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Enel adquirió 3,2 GW de proyectos fotovoltaicos y solares con almacenamiento en EE.UU

Los 24 proyectos en fase de desarrollo, que incluyen 450 MW de capacidad de almacenamiento, están ubicados en el Atlántico Medio, el Medio Oeste y el Oeste de Estados Unidos y está previsto que entren en funcionamiento comercial a partir de 2023.

«Mientras el impulso de las energías limpias sigue creciendo en Estados Unidos, estamos acelerando nuestros propios planes de crecimiento añadiendo esta importante cartera de proyectos solares a nuestra cartera de desarrollo a medio plazo», destaca Georgios Papadimitriou, presidente y consejero delegado de Enel Green Power North America.

«Al entrar en nuevos mercados en el Atlántico Medio y el Oeste, Enel Green Power integrará nuestro exitoso enfoque de desarrollo centrado en la comunidad, que nos ha permitido convertirnos en uno de los líderes de la energía renovable en Estados Unidos durante las últimas dos décadas. Estos proyectos desempeñarán un papel clave en nuestros esfuerzos por ayudar a los estados a alcanzar sus objetivos de energía limpia, estimular la creación de empleo y satisfacer la creciente demanda corporativa de energías renovables.»

Los 24 proyectos adquiridos por Enel Green Power están situados en Nueva Jersey, Pensilvania, Delaware, Virginia Occidental, Missouri y Colorado.

Varios de los proyectos solares del Atlántico Medio incluidos en la transacción contarán con un sistema de almacenamiento en batería para captar flujos de valor adicionales y añadir resistencia a la red eléctrica en la transición del país hacia la energía limpia.

Enel Green Power es líder en proyectos híbridos de energías renovables + almacenamiento, con cinco plantas de este tipo actualmente en construcción en Texas, que forman parte de los 2,3 GW de capacidad eólica y solar y de los cerca de 600 MW de almacenamiento en baterías que Enel Green Power está construyendo en todo Estados Unidos.

Los proyectos fueron iniciados y el trabajo de desarrollo fue realizado por Dakota Renewable Energy, una empresa conjunta entre las filiales de Dakota Power Partners y Eolian.

«Estamos muy contentos de trabajar con Enel Green Power North America en el crecimiento de su cartera de energía renovable en los Estados Unidos», dijo Jay Schoenberger, cofundador y director de Dakota.

«Bajo la administración de Enel Green Power, esta extraordinaria cartera de parques solares producirá energía rentable de cero emisiones, creará puestos de trabajo y proporcionará importantes beneficios económicos a las comunidades que albergan estas importantes inversiones.»

Enel Green Power North America es uno de los principales promotores, propietarios a largo plazo y operadores de plantas de energía renovable en Norteamérica, con presencia en 14 estados de EE.UU. y una provincia canadiense. La compañía opera 58 plantas con una capacidad gestionada de más de 6,6 GW alimentadas por energía renovable eólica, geotérmica y solar.

Acerca de Dakota Power Partners

Dirigida por veteranos de la industria energética, Dakota Power Partners trabaja en estrecha colaboración con las comunidades locales, los propietarios de tierras, los clientes comerciales e industriales y las empresas de servicios públicos para desarrollar proyectos de energía limpia a gran escala.

Nuestros proyectos producen energía limpia de bajo coste, benefician a las comunidades anfitrionas y crean puestos de trabajo estadounidenses del siglo XXI.

El equipo de Dakota Power Partners ha participado en el desarrollo de más de 3.300 megavatios de proyectos eólicos y solares en funcionamiento y en construcción en todo Estados Unidos, lo que representa una inversión de capital total en las comunidades rurales de más de 4.100 millones de dólares. Para más información sobre Dakota Power Partners, visite dakotapp.com.

Acerca de Eolian

Eolian (anteriormente MAP RE/ES) es una empresa de cartera de Global Infrastructure Partners (GIP) y ha sido un inversor innovador en proyectos de energía renovable desde 2005, financiando directamente el desarrollo de más de 19 GW de capacidad eólica, solar y de almacenamiento de energía que está actualmente en funcionamiento o en construcción en todo Estados Unidos. https://www.eolianenergy.com

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Un nuevo estudio de correlación matemática permite pronosticar la producción de los pozos de Vaca Muerta

La consultora FDC Argentina, dedicada a la ingeniería de reservorios y estudios del subsuelo, realizó un pronóstico de producción sobre los resultados esperados del pozo que Pampa Energía comenzará a perforar en Sierra Chata, en la cuenca Neuquina. El pronóstico de producción se realizó sobre este pozo en particular, ya que será el primero que se va a perforar en esa área, ubicada en el corazón de la zona gasífera de Argentina. Se trata un bloque de gran dimensión que fue prolífico en gas en formaciones convencionales, por lo que existe amplia expectativa acerca de lo que pueda brindar en Vaca Muerta.

Lo disruptivo de este pronóstico reside en la novedosa correlación matemática utilizada por los especialistas de FDC. «Correlacionamos los parámetros de la roca (subsuelo) y las productividades de los pozos en función de la longitud de rama lateral y número de fracturas a fin de poder pronosticar el comportamiento que tendrá cada pozo que se perfore en las distintas ventanas de Vaca Muerta», explicó Carlos Gilardone, presidente de FDC Argentina.

La nueva solución desarrollada por FDC Argentina permite pronosticar, en función de la ubicación del pozo (la coordenada), el tipo de fluido a producir y el pronóstico de producción de largo plazo de gas o petróleo. «Toda esta información interactiva se encuentra disponible en la Plataforma de Análisis de la Producción No Convencional que desarrollaron los ingenieros de la empresa», agregó Gilardone.

«El proyecto surgió como un desafío interno dentro del equipo de profesionales de FDC. Veremos cuando Pampa perfore el pozo si nuestros pronósticos estuvieron acertados o no. Pero el objetivo es seguir innovando en sistemas de Data Science que permitan cruzar datos y múltiples variables para brindar información sobre el comportamiento de los pozos en Vaca Muerta», concluyó Gilardone.

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El Senado convirtió en Ley el nuevo régimen para biocombustibles

La Cámara de Senadores aprobó el nuevo régimen de promoción para la industria de los biocombustibles, con 43 votos a favor y 19 votos en contra. El proyecto había sido tratado y aprobado en Diputados a principios de julio.

El Secretario de Energía, Darío Martínez, sostuvo que “la norma apunta a brindar certidumbre y condiciones que permitan el desarrollo de una actividad diversificada y eviten la concentración en el sector”.

La ley establece en forma taxativa que las empresas productoras y/o destiladoras de hidrocarburos no podrán ser titulares ni participar de empresas dedicadas a la actividad. El objetivo declarado es el de proteger la diversidad de emprendimientos asociados al biocombustible.

La ley tendrá vigencia hasta el año 2030 y establece nuevos porcentajes de cortes para nafta y gasoil en relación con los distintos componentes que participen de su elaboración: en el caso de la nafta, pauta un mínimo obligatorio de 12% de bioetanol y una eventual reducción al 9%. Para el gasoil el corte mínimo del biodiésel será de un 5%, con una eventual reducción al 3%, mientras que para el caso de la caña de azúcar deberá contempla un mínimo de 6% de mezcla obligatoria. 

Sobre las características de esta reglamentación, el secretario de Energía, Darío Martínez, evaluó que “los niveles de corte definidos son el resultado del diálogo con los actores productivos, y tienen como objetivo sostener e incrementar la actividad, que es generadora de puestos de trabajo”.

La Secretaría de Energía queda definida como autoridad de aplicación del régimen y, además, se contempla la creación de una “Comisión de Biocombustibles” con la participación de organismos nacionales y de un “Consejo de Provincias Productoras”, dos instancias que permitirán monitorear el estado de la actividad y las necesidades de cada región del país.

En marzo de este año, ante la finalización de la primera normativa sancionada en 2006 sobre la materia, el Congreso Nacional inició el camino hacia la elaboración de un nuevo marco regulatorio que permitiera continuar con el impulso a la actividad en el interior del país. En el marco de un trabajo colectivo marcado por el diálogo, tanto con los representantes políticos de las diversas provincias que cuentan con cultivos que sirven de base a la elaboración de combustible, como con los integrantes de la cadena productiva, se logró consensuar la actual ley que encontró hoy su sanción definitiva.

En un comunicado Martínez sostuvo que “con esta ley reafirmamos la voluntad del presidente Alberto Fernández y la vicepresidenta Cristina Fernández de Kirchner en el camino de cuidar el trabajo de los argentinos y las argentinas, brindando al sector de los biocombustibles un horizonte de mediano y largo plazo para continuar su expansión, en la misma senda de la ley original”.

“Gracias al trabajo realizado junto con los legisladores y los actores del sector, nuestro país cuenta con un instrumento actualizado para asumir los desafíos de la transición energética y alentar el trabajo y la producción”, expresó el Secretario de Energía.

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El proyecto presentado en la Legislatura para reducir los ingresos de regalías a una cuarta parte generó alertas en Comodoro Rivadavia

La postura de defender un derecho adquirido y las sospechas de un trasfondo político generado en Puerto Madryn para despojar de ingresos a la ciudad más importante de Chubut. Buscan perjudicar a la Capital Nacional del Petróleo proponiendo rediscutir los ingresos por regalías hidrocarburíferas. El diputado Sebastián López, investigado por pedir “100 mil lucas (dólares)” por hacer lobby a favor de un proyecto privado, fue el encargado de presentar un proyecto en la Legislatura que busca despojar a la ciudad reduciendo las regalías a una cuarta parte. Esto despertó las alarmas en la Cuenca del Golfo San Jorge, pero sobre […]

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Brasil: Perez Companc amplía sus negocios petroleros en el país

Los también dueños de Molinos acaban de cerrar un contrato para operar y mantener ocho campos del Polo Río Ventura, ubicado en el Estado de Bahía. Aunque la mayoría de sus negocios se centran en la alimentación, la familia Perez Companc mantiene algo de su atención en el sector de los hidrocarburos. Las dos empresas representan el mayor volumen de su facturación anual de la familia. Pero atraviesan escenarios diferentes vinculados, por un lado, a la pandemia del Covid-19, la crisis económica, la recesión y la fuerte caída del consumo; y por el otro, a una mejor realidad que vive […]

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Regalías gasíferas y petroleras suben constantemente en el presente año

En el mes de mayo los ingresos por la producción hidrocarburífera crecieron bastante. A nivel interanual las regalías gasíferas subieron un 40,9% y las petroleras un 19,91%. Al ritmo de la suba del valor del petróleo y el impulso del Plan Gas.Ar, el impacto positivo en la liquidación de regalías hidrocarburíferas se vio reflejado en los primeros cinco meses del año.En igual período del 2020 se registraron, (entre abril y mayo) los peores precios en el mercado de petróleo. Pero al mirar los meses previos, cuando el colapso de almacenamiento aún no se registraba, se observa que este año los […]

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Uruguay alertado por búsqueda de hidrocarburos en Argentina

En un estudio se observa claramente que la zona cedida por Argentina, es adyacente a la Zona Común de Pesca Argentino-Uruguaya (ZCPAU). La búsqueda de hidrocarburos produce un gran daño a la vida en el océano y el impacto de las explosiones sonoras puede alcanzar una distancia de hasta 4000 km (entre Montevideo y Mar del Plata hay menos de 500 km) La Organización para la Conservación de Cetáceos (OCC), lanzó un alerta a través de un comunicado donde explica la grave situación que atravesará Uruguay por la búsqueda de hidrocarburos en aguas de Argentina adyacentes a la Zona Común […]

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Grupo Albanesi obtiene financiamiento por u$s 130 millones para el financiamiento de proyectos de inversión

El Grupo es uno de los principales generadores de energía y comercialización de gas natural de la Argentina, y con este dinero expandirá la planta de Ezeiza agregando 154 MW de nueva capacidad. La compañía emitió exitosamente dos bonos en el mercado de capitales local. Albanesi es un grupo empresario argentino fundado en 1929, con 90 años en el mercado local, siendo sus actividades principales la generación de energía eléctrica y la provisión de gas natural.Cuenta con una potencia instalada de más de 1500 MW a través de sus 10 centrales ubicadas en Tucumán, Santiago del Estero, Córdoba, Santa Fe, […]

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Biocombustibles es Ley: Hay preocupación en el agro.

El nuevo marco fija al etanol en 12%, pero reduce la participación del maíz. Y en biodiésel lo reduce del 10% al 5%. El proyecto anteriormente proyecto que impulsaba el Gobierno en materia de Biocombustibles ya es ley. En la madrugada del viernes el oficialismo y algunos representantes de la oposición le dieron un importante triunfo al Frente de Todos, por 43 votos afirmativos a 19 negativos. El texto que mantiene al etanol para naftas en 12%, pero que pondera a la caña de azúcar por encima del maíz, y que además reduce del 10% al 5% los cortes mínimos […]

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Entraron en vigor los descuentos de entre el 30% y el 50% por la nueva ley de zonas frías que beneficia a más de cuatro millones de familias.

Las distintas distribuidoras de gas del país iniciaron el proceso de notificación a sus clientes de los próximos descuentos en las facturas a raíz de la ley 27.637, o la famosa “ley de zonas frías”. Camuzzi Gas Pampeana, por ejemplo, anunció que es inminente la llegada de nuevos cobros con “descuentos del 20% al 50%”, según corresponda. Esto es producto de esta ampliación generada por la normativa vigente. La ley fue impulsada por el bloque oficialista en el Congreso. El viernes 25 de junio fue aprobada en el Senado con 51 votos a favor, 12 en contra y ninguna abstención. […]

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300 empresas ya accedieron al gas natural en la Provincia de Córdoba

Este jueves, el gobernador Juan Schiaretti dejó habilitado el gas natural en el Establecimiento Las Chilcas Ubicado en Rayo Cortado, departamento Río Seco. “Hoy es un día especial porque estamos llegando a las 300 empresas que se conectaron a los gasoductos troncales en un lapso de 2 años, y han permitido consolidar y generar 11 mil nuevos puestos de trabajo en el interior provincial”, expresó Schiaretti. En el marco del Programa «Conectar Gas Industria», el emprendimiento dedicado a la industria agropecuaria invirtió un total de 13.117.407 de pesos, de los cuales 10 millones provinieron del préstamo otorgado por el Banco […]

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YPF Luz comenzó a operar su primer complejo híbrido en Manantiales Behr

La empresa YPF Luz anunció hoy que comenzó la operación de su primer complejo híbrido de generación eléctrica, uno de los más grandes del país, desde donde se genera electricidad a partir de fuentes eólica y térmica con gas natural. Con la reciente finalización de las obras de la Central Térmica Manantiales Behr, de 58 MW de potencia instalada, se complementa así la generación eléctrica del Parque Eólico Manantiales Behr de 99 MW, en operación desde 2018. De este modo, el complejo de generación híbrida puede producir energía eólica cuando sopla el viento y con energía térmica cuando el tiempo […]

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Mendoza: Se lanza “Activa Hidrocarburos II” plan de incentivos para la actividad del sector

La Provincia de Mendoza estableció a través de la Ley 9330 un régimen de incentivos para la actividad hidrocarburífera. De qué se trata El Plan tiene como objetivo promover el desarrollo, la reactivación y el incremento de la producción de la actividad hidrocarburífera en el ámbito de la Provincia de Mendoza. Mendoza lanza incentivos para la actividad hidrocarburífera a) Beneficiarios: Son beneficiarios de este programa las personas humanas o jurídicas que sean titulares de concesiones de explotación o de permisos de exploración y los agentes operadores de éstos, que realicen inversiones en el marco de este plan. b) Beneficios del […]

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OPEP vaticina niveles pre pandémico en 2022 en demanda mundial de petróleo

La Organización de Países Exportadores de Petróleo mantiene su pronóstico de una fuerte recuperación de la demanda mundial de crudo también en lo que queda de este año. Luego agregó que aumentará más en 2022, parecido a lo quera previo a la pandemia, gracias al crecimiento de China e India. Esta recuperación permitirá al grupo y sus aliados aliviar aún más las restricciones al suministro impuestas en 2020. Las cifras las anunció el ministerio de Energía y Recursos Naturales de Neuquén e indican que del total producido de petróleo durante mayo el 79% fue no convencional, mientras que en el […]

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México: Pemex sigue con la quema de hidrocarburos a cielo abierto

Habitantes y expertos señalan que es inaudito que en pleno Siglo XXI Petróleos Mexicanos continúe contaminando con la quema de hidrocarburos a cielo abierto, en el interior del Complejo Procesador de Gas, sabiendo que ya existen la tecnología más sofisticada sólo se tiene que invertir para poder dejar de contaminar al pueblo de México. Se sabe que Petróleos Mexicanos continúa dentro de las diez empresas que más contaminan al planeta, pero nadie hace algo para sancionar a Pemex y asi evitar que siga causando tanto daño a la sociedad, con las emisiones del dióxido de carbono a diario en el […]

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Planta de biogás modelo en Bahía Blanca ya comercializa al sistema y mercado spot

El proyecto consiste en una planta de producción de biogás, que transforma residuos orgánicos de industrias de la región en energía renovable y fertilizante orgánico. La capacidad máxima de generación es de 1,2 MW de potencia, de los cuales 0,72 MW se venden a través de un contrato con Cammesa a 20 años según la ronda Renovar 2 y el resto en el mercado spot y autoconsumo.

En promedio generará también unas 10 toneladas diarias de fertilizante orgánico de alto valor nutriente.

La planta de Resener recibe residuos de cereal de plantas de acopio de Bahía Blanca, cereales húmedos y barro orgánico de maltería, barros orgánicos de una papelera de la región y línea verde de frigoríficos.

Puede recibir sustratos (residuos de otras industrias) siempre que sean orgánicos, provenientes de aceites descartados de la producción de malta y biocombustibles, otros efluentes de frigoríficos,
residuos del proceso de la industria del papel, y también restos orgánicos de cualquier planta industrial de la región que pretenda –previa evaluación- enviarlos y convertirlos en energía renovable.

Para ello la planta cuenta con las aprobaciones del Organismo para el Desarrollo Sostenible (OPDS)

La energía se produce a partir de la combustión del biogás generado en un equipo electrógeno de 1.240kw de potencia y 400V de tensión. Luego se eleva la tensión a 13.200V mediante un par de
transformadores instalados a tal fin, y se inyecta en la línea de la Cooperativa Eléctrica Colonia La Merced.

Su consumo se producirá en la zona aledaña, puesto que se trata de una central pequeña
(1,2 MW, en comparación con los parques eólicos de 100Mw, demuestra que es pequeña). Sin embargo, la energía se vende directamente a Cammesa SA a través de un sistema de medición online y un contrato con ella celebrado bajo la convocatoria Renovar 2 en el año 2018.

El material orgánico ingresa a la planta luego de realizar un control de peso en la balanza propia que se encuentra en su acceso. Si es material seco, se acopia en las celdas de hormigón construidas a tal efecto hasta el momento de su procesamiento.

Si es material húmedo o mayormente líquido, va directamente a proceso ingresando en uno de los dos hidrolizadores, que son tanques de hormigón armado de 2 metros de altura y 10 metros de diámetro.

Allí permanece un tiempo recirculando mediante bombeo para el triturado de sus componentes y homogeneizado de la mezcla, cuya composición es previamente determinada en laboratorio.

Esta mezcla se bombea luego al biodigestor primario N° 1.

Estos biodigestores, primarios, también de hormigón armado, son cilíndricos, de 5 metros de altura y 21 metros de diámetro, aislados térmicamente, calefaccionados y agitados.

El líquido (que llamamos biol), va pasando al biodigestor N° 2 y luego al N° 3, y por último al biodigestor secundario, que es una pileta de 35 x 50 metros donde se produce el pulido final del líquido entregando allí virtualmente todo su potencial de biogás por biodigestión anaeróbica de los sustratos orgánicos.

El biol en gran parte se recicla y vuelve al inicio del proceso previa separación de su fracción sólida. En todo ese tiempo de permanencia del líquido en los biodigestores primarios y secundario, el biogás generado es conducido por sendas cañerías a un equipo de tratamiento para extraer su humedad y gas sulfhídrico.

Allí se lo comprime convenientemente para luego ingresar al equipo generador de energía eléctrica de 1,24 MW de potencia en 400 Volts. Luego se eleva la tensión para inyectarlo en la línea de distribución de media tensión.

La central también cuenta con una antorcha de seguridad para el caso de que frente a un exceso de producción de biogás que por alguna parada no pueda ser consumido por el generador, o para ir
enriqueciendo el biogás, éste se queme de forma segura.

Qué tipos de energía utiliza la planta?

La central utiliza tanto energía eléctrica proveniente de la misma línea sobre la que inyectará energía como la propia energía que genera. Calefacciona los biodigestores mediante serpentinas abastecidas por calor proveniente del propio generador de energía.

El sistema de calefacción de las oficinas se ejecutó a través de radiadores por los que circula agua con calor proveniente del mismo equipo. Y además la planta cuenta con la posibilidad de autoabastecerse de energía eléctrica si las condiciones económicas lo aconsejaran. Es decir que la central es totalmente autosustentable en determinadas condiciones.

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Anécdotas y emociones: Carta abierta de José Ignacio Escobar tras el 18 aniversario de ACERA

Aún recuerdo cuando, por el año 2010, soñábamos con el día en que Chile tuviera 1.000MW instalados de Energías Renovables No Convencionales (ERNC). Con suerte éramos 30 socios, la gran mayoría personas naturales o pymes que apostaban por estas nuevas tecnologías.

En ese entonces, gran parte del sector eléctrico se burlaba de nosotros, nos tildaban de hippies, ecologistas, y que no entendíamos un sector tan serio e importante como el eléctrico.

Nos mostraban estudios que decían que con un 5% de ERNC en el sistema tendríamos blackout e, incluso, un tradicional medio de comunicación publicó un titular que señalaba que la ley 20/25, que aspiraba a alcanzar un 20% de participación ERNC en la matriz, generaría 200.000 pobres más en Chile (sí, increíble, pero eso decía).

Pues bien, a pesar de todo, seguimos creciendo, alzando la voz, haciendo estudios serios para demostrar la factibilidad técnica y económica de más incorporación ERNC al sistema, de sus beneficios sociales y ambientales, la generación de empleo, la creación de emprendimientos y el liderazgo que podría asumir Chile en esta transición.

Nos acercamos a Ministros, Parlamentarios, ONG’s y varios Presidentes y Presidentas de la República. Fuimos a buscar apoyo al resto de mundo, de las empresas incumbentes del sector y, poco a poco, la transición fue tomando vuelo, incorporando Megas y demostrando que todo lo que habíamos soñado era posible y que, incluso, habíamos quedado cortos en las expectativas.

Hoy, al cumplir 18 años de vida, me emociona muchísimo mirar hacia atrás, el camino recorrido, las amigas y amigos que he conocido, el centenar de empresas que se han sumado a este gremio, la humildad de las compañías incumbentes en acoger e impulsar este cambio. Y veo con alegría también, cómo logramos convencer a todos aquellos incrédulos que finalmente decidieron sumarse a esta cruzada.

Pero, por sobre todo, estoy orgulloso de todos los que dejamos de mirar hacia atrás y miramos firmes y decididos hacia adelante, hacia los próximos 18-30-50 años, creyendo en un futuro 100% renovable, con gran presencia femenina, con miles de emprendedores, con respeto a las comunidades y al medio ambiente, dispuestos a trabajar para reconocer y reparar los errores que seguro cometimos -y que quizás cometeremos- y por el amor y cariño que le tenemos a nuestro planeta y a nuestro país.

Feliz Aniversario ACERA. Es un real orgullo presidir una organización como esta. Que no sólo está conformada por 150 empresas unidas por la convicción de un mejor sector, país y planeta, sino también por su gente.

En ese sentido, quiero cerrar con un especial agradecimiento al Consejo y Directorio de ACERA, que trabaja con compromiso y convicción, de forma activa y con mucha dedicación, como también a su equipo, ya que gracias a su gestión se logra materializar todo lo que somos.

Gracias a quienes confiaron en esos hippies visionarios y aquellos que se sumaron en el camino. Son todas y todos bienvenidos a seguir construyendo este camino renovable.

José Ignacio Escobar
Presidente
ACERA AG.

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Hidroituango funcionará en 2022 pero la baja de precios de la energía llegaría años después

El miércoles de esta semana, el presidente de Colombia, Iván Duque, visitó la represa hidroeléctrica Ituango (Hidroitnago) para celebrar el hito de avances de obra en un 84,3%, lo que representa el mismo porcentaje en el que se encontraba en abril de 2018, momento cuando ocurrió la tragedia por el derrumbe de la desviación de un túnel que desviaba las aguas del río Cauca.

“Se ha recuperado el tiempo, se ha recuperado el trabajo y hoy tenemos una información que quisiera compartir con todos los colombianos, y es que para el mes de junio del 2022 esperamos tener la primera turbina funcionando y, de continuar exitosamente con el cronograma, tendremos la segunda hacia el mes de noviembre del 2022”, resaltó el mandatario.

En efecto, desde EPM, propietaria de la obra, aseguran que actualmente los trabajos técnicos se concentran especialmente en los frentes de obra subterráneos: casa de máquinas, las almenaras, túneles de aspiración, túnel de desviación derecho y la galería auxiliar de desviación (GAD).

Las obras superficiales o en cielo abierto como la presa y el vertedero se encuentran terminados, operativos y en constante monitoreo y mantenimiento técnico.

El mes que viene podrían empezar los trabajos de ensamblaje de la primera de las ocho turbinas, cada una de ellas con una potencia de 300 MW.

“En la zona norte de la casa de máquinas se progresa en el montaje de las unidades 1 y 2 de generación de energía, con trabajos como los empotrados en concreto y la instalación de los diferentes equipos electromecánicos. Mientras tanto, en el sitio de las unidades 3 y 4 ya se terminaron las tareas de demolición y limpieza”, confían voceros de EPM.

Según destacó el ministro de Minas y Energía, Diego Mesa, los 2.400 MW del ingreso de Hidroituango al sistema representarán cerca del 17% de la demanda eléctrica total del país, lo que va a provocar que “haya mucha más oferta de energía en el mercado”.

Esto, aseguró, generaría “presión para que los precios disminuyan”. “Vamos a tener más energía, más competitiva, lo que se va a traducir en un precio de generación más favorable para los colombianos”, remarcó.

No obstante, para que el grueso de la capacidad de generación ingrese en operaciones habrá que esperar hasta el 2025. Según el cronograma de EPM, para fines del 2022 ingresarían las primeras dos turbinas por 600 MW; pero las seis restantes, por 1.800 MW, empezarían a funcionar gradualmente entre el 2023 y el 2025, de no mediar contingencias.

Según cálculos de EPM, en épocas de sequía, Hidroituango sustituirá energía equivalente a una planta térmica de 750 MW, con menores costos y energía limpia.

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Estas son las propuestas de energías renovables y electromovilidad de los candidatos en Chile

Este domingo 18 de julio se realizarán las Elecciones Primarias Presidenciales, de cara a las generales que se celebrarán el 21 de noviembre próximo.

En efecto, allí se dirimirán las candidaturas tanto de la izquierda, donde compite Gabriel Boric (CS) y Daniel Jadue (PC), de centro derecha, representado por Sebastián Sichel (I) e Ignacio Briones (EVO), y de la derecha, con Mario Desbordes (RN) y Joaquín Lavín (UDI).

¿Cuál es la propuesta de cada candidato respecto a las renovables y la electromovilidad? Pamela Poo Cifuentes, Politóloga, Magíster en Sociología y una de las referentes del prestigiosos espacio Chile Sustentable, compartió a Energía Estratégica un reporte (ver reporte) -descargar resumen- donde se analizan las plataformas de cada uno de ellos, en la que está incluida también la de la candidata Paula Narváez (PS).

Electromovilidad

En torno a la electromovilidad, casi todos los candidatos han realizado propuestas.

En el caso Daniel Jadue, lo hace a través de la promoción individual: que la ciudadanía pueda adquirir vehículos eléctricos a través de la rebaja del IVA, como también la infraestructura necesaria para implementarla.

Gabriel Boric lo propone por medio de una pirámide invertida en donde el centro se encuentra en la promoción del uso de ciclos y las medidas para facilitar aquello, como también desarrollando la promoción del transporte público.

La candidata Paula Narváez plantea potenciar el transporte publico 100% eléctrico, como la infraestructura para ello.

Por su parte el candidato Ignacio Briones presenta la propuesta de contar con la infraestructura y el incentivo para el uso de parte de la ciudadanía de vehículos eléctricos.

Joaquín Lavín, plantea transporte urbano eléctrico en todas las regiones del país.

Sebastián Sichel e Ignacio Briones no indican medidas sobre electromovilidad en sus programas.

Empleos Verdes

En la izquierda, tanto Gabriel Boric y Paula Narváez hacen mención explícita en sus programas a la generación de empleos verdes, ambos basados en el potenciamiento de las energías renovables. No existe mención específica sobre los empleos verdes en el caso de Daniel Jadue.

Dentro del espectro de candidatos de la derecha, tampoco se menciona los empleos verdes en sus programas.

Ciudades Sustentables

Jadue, en esta materia, propone promulgar una Política Nacional de Ordenamiento Territorial (PNOT), la Metodología de elaboración de los Planes Regionales de Ordenamiento Territorial (PROT) y el Reglamento PROT.

Boric plantea ordenamiento territorial, gestión de riesgo y desastres, como también la construcción de viviendas sustentables.

Narváez, propone ciudades verdes desde la construcción de viviendas, una ley de descontaminación del aire al 2030 y ordenamiento territorial.

En la derecha, el candidato Sebastián Sichel indica que apoyará el establecimiento de áreas verdes en las construcciones privadas y el fomento de techos verdes.

En el caso de Ignacio Briones, plantea ciudades sustentables, pero carece de medidas concretas que respalden el planteamiento. Los candidatos Desbordes y Lavín no cuentan con ninguna propuesta sobre este tópico.

Cambio Climático

Daniel Jadue menciona el cambio climático de forma transversal en su propuesta, pero no plantea la carbono neutralidad del país, como tampoco el establecimiento de un impuesto verde, en torno a la mitigación de gases de efecto invernadero.

Gabriel Boric aborda la carbono neutralidad al 2050, al impulsar el proyecto de ley que se encuentra hoy en el Senado, la reubicación de comunidades en riesgo, como también el impulso de un Plan Nacional de Adaptación al Cambio Climático, destacándose además que reconoce que existe una crisis climática y ecológica, como también la implementación de impuestos verdes.

La candidata Paula Narváez plantea en su programa la Carbono Neutralidad al año 2040, el incremento del impuesto verde, la declaración del estado de Emergencia Climática y un Plan nacional de adaptación climática con un Fondo Nacional de Adaptación.

En el caso de la derecha, el candidato Sichel propone la mitigación del cambio climático a través de impuestos verdes y el candidato Briones plantea la carbono neutralidad sin especificar la fecha y la incorporación de impuestos verdes con beneficio municipal.

Comentarios Finales

Habiendo esquematizado la información de cada candidato, Poo, ofrece unos reflexione finales. “Se detecta un trabajo mejor logrado en los candidatos y candidata de la izquierda, quedando muy al debe los candidatos de derecha”, opina.

Aunque reflexiona: “Si miramos los programas de la campaña presidencial del año 2017, la temática ambiental se encuentra más posicionada, lo que se reconoce como algo positivo dado que las bases programáticas y militantes de los respectivos partidos políticos estarían más concientizados del tema”.

“Este avance se puede atribuir al incansable trabajo de la sociedad civil y científica que ha contribuido a visibilizar problemáticas como las zonas de sacrificio, entre otras, como también a través de los movimientos ciudadanos de jóvenes que han posicionado la urgencia de la materia como la activista Greta Thunberg”, destaca.

Observa que en materias de biodiversidad se desprenden que Daniel Jadue y Paula Narváez tienen un desarrollo más completo y holístico sobre la materia, a su vez Gabriel Boric, tiene espacios para mejorar, ya que las medidas planteadas van en la línea correcta que se requieren de profundizar. En el caso de los candidatos Sichel, Briones, Desbordes y Lavín, es lamentable que no consideren esta materia, debido a la importancia que representa para el patrimonio natural del país.

Considera que en los programas de la izquierda falta una mirada estratégica sobre la minería y su rol público, por ejemplo, qué rol se le dará a Codelco y a la minería privada. Además de incorporar los efectos de la Crisis Climática y Ecológica en la definición de prácticas, elementos que transformen y propicien una transformación socioecológica en esta actividad. A su vez no existe un cuestionamiento a la minería privada, en cuanto al rol que cumple, considerando los costos sociales y ambientales versus la riqueza que genera y comparte con las comunidades locales y el lugar donde se instala.

Finalmente, se mencionan los pasivos ambientales mineros y algunas acciones, pero no se plantea explícitamente una ley de pasivos ambientales mineros, ya que estos se encuentran catastrados y requieren con urgencia el establecimiento de medidas, por la contaminación ambiental que generan.

Sobre Ciudades Sostenibles, Daniel Jadue, Gabriel Boric y Paula Narvaez, plantean ordenamiento territorial, medida que es demandada por la sociedad civil desde un largo tiempo.

Otro elemento a destacar es que ninguno de los candidatos menciona impulsar la actual Reforma al Código de Aguas, dicha reforma se encuentra en segundo trámite legislativo en el Senado y subsana varias de las materias propuestas en los programas, lo anterior es importante debido a que las medidas señaladas por algunos requieren de una reforma a dicho cuerpo legal, como también de la Constitución del 1980, en la cual se estipula que los derechos de aprovechamientos de agua constituyen propiedad.

Tanto Daniel Jadue, Gabriel Boric y Paula Narváez mencionan contar con una protección de los glaciares, pero no indican a través de qué acciones se lograría tal protección. Sobre glaciares, el resto de los candidatos, preocupantemente, no hacen mención sobre la temática.

Por otro lado, de forma general se plantea en algunos programas la desalinización como una forma de solución, pero no se problematizan medidas que se hagan cargo de mitigar los efectos negativos de dicha tecnología en torno a lo ambiental. Se reconoce además la falta de medidas en cuanto a la priorización de los usos del agua, la extinción y caducidad de derechos de aprovechamiento de aguas, el retorno de derechos al Estado y que se realiza con ellos.

Por último, ninguno de los candidatos propone eliminar la propiedad de los derechos de aprovechamiento de rango Constitucional.

Se extrañan medidas en torno a la modificación de la distribución de la energía, la implementación de un pilar ciudadano de energía, como también medidas sobre el almacenamiento de esta.

La mayoría menciona el hidrogeno verde como un pilar, pero no problematizan políticas bajo dicho pilar, como por ejemplo cómo se va a exportar, cómo se va a producir, si contribuirá a promover alguna industria local, etc.

Cabe mencionar que se sigue estando al debe, en el diseño de propuestas y medidas que aborden con mayor profundidad la Crisis Climática y Ecológica, en esta temática se destaca el programa de Gabriel Boric que menciona algunas medidas, como también el de Paula Narváez que establece la necesidad de declarar la emergencia climática, por lo tanto, debiese ser un tema de mayor preocupación para las y los candidatos presidenciales.

Por ello se debe trabajar en proponer más y mejores medidas de mitigación, adaptación, y por, sobre todo, transformación socioecológica de nuestras vidas e instituciones que nos rigen. Con ello avanzar hacia un país más resiliente al cambio climático.

Lo anterior, requiere el protagonismo de las comunidades y del dialogo de saberes con los diversos actores y la diversificación de las soluciones a través de nuevos paradigmas que nos proporcionen incluso ideas nuevas de como vemos el Estado y su organización.

Se requiere de un fuerte elemento local en la búsqueda de soluciones y la preparación de la ciudadanía que le permita adquirir los conocimientos necesarios para que implemente autonomías en diversas áreas de la vida, como por ejemplo el fomento del comercio local, la autogeneración de energía, la recolección de aguas grises, la soberanía alimentaria, entre otras.

Finalmente, este breve análisis es un ejercicio y una invitación para seguir construyendo una sociedad más justa y con ello perfeccionar medidas de las respectivas candidaturas que nos permitan enfrentar los desafíos que nos impondrá la crisis climática y ecológica.

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Tribunal económico rechazó otra suspensión a la reforma de la Ley de la Industria Eléctrica

El Primer Tribunal Colegiado Especializado en Competencia Económica resolvió que no continuará una de las tantas suspensiones definitivas contra la reforma a la Ley de la Industria Eléctrica (LIE), que fue impulsada por el Poder Ejecutivo Federal a mediados de febrero y posteriormente aprobada en ambas cámaras del Poder Legislativo. 

Esta reciente decisión jurídica se dio por dos votos a uno. Los magistrados Eugenio Reyes Contreras y Gildardo Galinzoga Esparza fueron los que votaron a favor de la reforma a la LIE ya que se avalaron en artículo tercero transitorio del decreto. 

El mismo dispone un plazo de ciento ochenta días naturales desde la entrada en vigor de la reforma para que la Secretaría de Energía, Comisión Reguladora de Energía y el Centro Nacional de Control de Energía hagan las modificaciones necesarias a los acuerdos, resoluciones y demás instrumentos regulatorios y éstos se alineen a los cambios aprobados. 

Mientras que la magistrada Rosa Elena González Tirado fue la única que optó que continúe la suspensión, dado que aseguró que la reforma sí afecta a los actores privados con su entrada en vigor. 

“Elimina reglas de despacho, establece ciertas normas que, en apariencia, favorecen a la Comisión Federal de Electricidad con discrecionalidad en el tema de preferencias y restringe el acceso abierto a las redes”, manifestó.

Además sostuvo que «modifica la forma en que la CFE ahora debe adquirir electricidad, eliminado la condición de que únicamente sea por subastas las adquisición”. 

De este modo, la resolución brindada por el tribunal previamente mencionado ratifica el criterio tomado por el Segundo Tribunal Colegiado cuando, días atrás, comenzando el primero de julio, determinó la revocación de tres suspensiones concedidas por el juez Juan Pablo Gómez Fierro. 

Sin embargo esto no significa que ya entre en vigor la reforma que modifica la prioridad de despacho de la energía generada por las centrales eléctricas y que pone en primer orden a las hidroeléctricas y las plantas de CFE por sobre las solares y eólicas, entre otros cambios.

¿Por qué? Según le explicaron a Energía Estratégica, para que ello ocurra y para poder aplicar la regulación secundaria, que tendrían que realizar los órganos reguladores para implementar la reforma, deberían revocarse todas las suspensiones con efectos generales que otorgaron los Juzgados. 

Es decir, las más de cien suspensiones presentadas y avaladas por los jueces tendrían que rechazarse en las diferentes instancias del Poder Judicial, dado que muchas de ellas son de carácter general y no individual, por lo que aplican a todo el mercado eléctrico. 

Por otro lado, la decisión del Primer Tribunal Colegiado Especializado en Competencia Económica sólo se pronuncia sobre la temática de las suspensiones, aunque no así sobre el fondo y la constitucionalidad de la reforma.

Y si bien Andrés Manuel López Obrador insiste con una reforma constitucional energética y semanas atrás vaticinó que presentaría una iniciativa ante el Congreso de la Unión, este giro de los acontecimientos podría implicar que no sea necesaria dicha modificación a la Constitución, siempre y cuando sean rechazadas todas las suspensiones y por ende continúe en pie la reforma a la Ley de la Industria Eléctrica.

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«Para desarrollar hidrógeno verde estamos pensando que el costo de la energía sea de 20 USD/MWh»

Durante el evento de Latam Future Energy “PV+Storage & Hydrogen Virtual Summit”, Franco Santarelli consideró que se volverá cada vez más crucial ejecutar proyectos eólicos y solares con soluciones de almacenamiento y empezar a incluir a las renovables como parte de la cadena de valor productiva del hidrógeno. 

Puntualmente sobre almacenamiento señaló que en la actualidad las baterías están dotando de más sentido y funcionalidad 24/7 a fuentes variables, pero que un reto que aún tiene la industria es ofrecer esas soluciones a largo plazo. 

“Me gustaría desafiar a los tecnólogos de storage para que garanticen las condiciones a 20-25 años que es la vida útil de un proyecto”, exclamó. Esa durabilidad junto a la progresiva baja de precios de baterías ayudaría a hacer más competitivos a los proyectos “PV+Storage” en la región. 

Por sí misma la energía solar ya se viene consolidando como una de las tecnologías renovables más económicas que viene rankeando alto en las subastas de Latinoamérica. Ahora bien, “sus precios aún no serían suficientes para el mercado que se viene”, según advierte el referente de ITASOL. 

«Para desarrollar hidrógeno verde estamos pensando que el costo de la energía sea de 20 USD/MWh», subrayó Santarelli. 

Para que la baja del costo pueda ser de al menos un 50% menor a los valores más competitivos que resultaron adjudicados en las últimas subastas de la región, todos los actores deberían alinear sus esfuerzos para trasladar las actualizaciones de regulación local e innovación tecnológica a mejoras en el CAPEX de los proyectos.

“Nosotros como integradores que debemos salir a solucionar los problemas cuando la performance de los proyectos no da, estamos encantados de que los tecnólogos acompañen y los desarrolladores estén pensando cada vez más en incorporar tecnologías superadoras”. 

“Podemos hacerlo a nivel privado pero vamos a necesitar del acompañamiento de la parte pública y esta se tiene que dar con la misma velocidad que se está dando la innovación en el sector”, indicó el director comercial para Latinoamérica de ITASOL. 

“Acelerar el mercado va a depender de las inversiones y la normativa que acompañe a largo plazo con reglas claras y transparencia”.

Desde esa óptica, los gobiernos deben colaborar con el despliegue de alternativas de generación renovables, almacenamiento e hidrógeno verde para alcanzar las metas que se plantearon en el Acuerdo de París, propiciando una recuperación verde de sus economías. 

“El hidrógeno verde puede llegar a romper algunos paradigmas a nivel mundial respecto de la riqueza de los países”, vaticinó Franco Santarelli.

Y concluyó: “países de la región pueden pasar a ser grandes proveedores a nivel mundial de un recurso muy competitivo. Lo veo factible porque el hidrógeno verde a diferencia de un electrón puede ser transportable vía un barco o gasoductos”.

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Empresas plantean mejorar regulación y contratos para la subasta de renovables en Ecuador

Neoen avanza con proyectos de energías renovables y almacenamiento en al menos 5 países de América Latina y el Caribe: Argentina, Ecuador, El Salvador, México y Jamaica. 

En todos ellos demuestra interés en próximas convocatorias a licitaciones donde quieren competir con proyectos competitivos para resultar adjudicados. 

Al respecto, Noel Dekking, Country Director en Ecuador para Neoen, brindó una ponencia destacada en la que compartió su lectura sobre las próximas convocatorias que podrían realizarse en Ecuador.

Y aunque subrayó que “no hay que reinventar la rueda cada vez que hay una nueva subasta”, compartió una serie de desafíos por abordar antes del llamado al primer Proceso Público de Selección (PPS) de este año para Energías Renovables No Convencionales que se prevé que el gobierno realice en este semestre.

En lo que respecta a los desafíos contractuales, Dekking llamó a finalizar la “bancabilidad” del esquema de los contratos de concesiones contemplados a través de los PPS. 

“Entendemos que el Gobierno está en buen camino con los proyectos Villanoco, Aromo y Conolophus que se adjudicaron -hay que felicitar a todos los ganadores y el gobierno por estos hitos- pero hay cosas pendientes”, valoró el director de Neoen en Ecuador durante la Expo Virtual de Energías Renovables 2021. 

Y repasó: “el fideicomiso, la regulación de prelación de despacho; algunos derechos de prestamistas; compensación en eventos de terminación; etc., son algunos pendientes que tengo el sentimiento que se van a lograr pero que toman tiempo”. 

Sobre el primero de aquellos pendientes, Gabriel Argüello, viceministro de Electricidad y Energía Renovable adelantó a Energía Estratégica que ya están en tratativas para cerrar el fideicomiso. 

Exclusiva: Los planes de Ecuador para impulsar las energías renovables

Por el lado de desafíos regulatorios y de planificación del PPS, una prioridad por resolver que identificó Noel Dekking sería el Decreto 1190.

“Una cosa que queda pendiente desde mi interpretación es la aplicación del Decreto 1190 para asegurar que el proceso de selección de proyectos pueda avanzar; es decir que las subastas que hoy se están ampliando sean publicadas oportunamente y cuenten con una comunicación coordinada entre ministerios tales como el de finanzas y energía (…) Entiendo que hay voluntad de las dos partes para poder aplicarlo pero no hay un instructivo de cómo hacerlo hoy en día”. 

A partir de allí, en líneas generales recomendó garantizar el acceso a contratos de inversión, no demorar licencias a los proyectos que podrían afectar el inicio de operación y brindar la mayor certidumbre posible al sector privado. 

En el caso del próximo PPS de bloques de ERNC, celebró su ampliación y sugirió mantener la política de la subasta como sus precedentes pero con algunos ajustes tales como:  

-publicar el techo antes de la convocatoria,

-asegurar que se pueda ofrecer un rango de MWs a una tarifa única para no dejar fuera a ofertas competitivas que puedan alinearse a los requerimientos de capacidad disponible en la subasta 

-adjudicar por plazos de concesión más largos 

-y abrirse a proyectos privados

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Haizea desarrolla un proyecto piloto de amoníaco verde en Río Negro

El desarrollo del hidrógeno verde, y sus vectores energéticos derivados, en Latinoamérica cada vez suma más interesados del sector energético. Incluso hay empresas que están desarrollando nuevos proyectos pilotos para su producción en diferentes regiones del continente. 

Y en una entrevista exclusiva, Héctor Omar Etcheverry, director de desarrollo de proyectos de hidrógeno y eólicos de Haizea Energías Renovables, le manifestó a Energía Estratégica que están desarrollando una planta piloto en San Antonio Oeste, provincia de Río Negro. 

Según explicó el especialista, se tratará de una central con una energía primaria eólica de 76 MW, en la que está planificada para producir 360 toneladas de amonio verde por día, llegando a un total de 128 mil toneladas por año. 

“La idea es producirlo para exportar o continuar su proceso y producir fertilizantes verdes, todo depende de la situación del mercado y de la proyección que pueda tener el mercado de fertilizantes verdes en Argentina”, detalló. 

“Es un poco la relación de costo – beneficio de qué se impulsará primero: si el hidrógeno como bien de exportación para generar divisas para el país o se podrá incursionar a ser competitivos para el mercado de fertilizantes en Argentina”, aclaró. 

Héctor Omar Etcheverry también es Diplomado de Economía del Hidrogeno de USACH (Chile)

Además Etcheverry comentó que se está analizando la idea de instalar paneles solares con almacenamiento para el mantenimiento de planta. Es decir que la energía del mantenimiento de planta sea generada a través de los módulos fotovoltaicos para no quitarle potencia al proceso de generación de vector energético. 

Y en lo que respecta al traslado, desde Haizea Energías Renovables se encuentran realizando  factibilidad desde la planta hasta el puerto – de San Antonio Este y Oeste – para instalar un ducto que transporte todo el amonio. 

Por otro lado, al momento de preguntarle sobre el costo, el director de desarrollo de proyectos de hidrógeno y eólicos aseguró que “se habla de USD 373.000.000”. Y el financiamiento del desarrollo lo están haciendo equity de la empresa, a la par que se encuentran en conversaciones con algunos actores globales para llevar adelante el proyecto. 

Sin embargo, el especialista remarcó que “la falta de normativa en Argentina – sobre proyectos pilotos – hace que los actores globales todavía no se decidan, siempre nos ponen de por medio esa barrera”. 

“Lamentablemente al no tener un marco normativo nos frena un poco y se están volcando hacia otros países que ya están más avanzados, como el caso de Chile”, agregó. 

Sobre esta cuestión regulatoria Etcheverry sostuvo que “se está tratando de que desde los órganos públicos se impulse un proyecto de ley que contemple estos proyectos que son pruebas pilotos, dar un marco normativo a los proyectos pilotos para poder comenzar a desarrollar y avanzar”. 

Y afirmó la importancia de regular tales tipos de plantas, aunque no sólo apuntó al hecho de conseguir financiamiento, sino también por diversas cuestiones impositivas y ambientales. 

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YPF Luz comenzó a operar su complejo generador híbrido en Manantiales Behr

 YPF Luz inició las operaciones de su primer complejo híbrido de generación eléctrica, uno de los más grandes del país, desde donde se genera electricidad a partir de dos fuentes: eólica y térmica con gas natural.

Con la reciente finalización de las obras de la Central Térmica Manantiales Behr, de 58 MW de potencia instalada, se complementa la generación eléctrica del Parque Eólico Manantiales Behr de 99 MW, en operación desde 2018, generando un sistema híbrido.

De este modo, el complejo de generación híbrida puede producir energía eólica cuando sopla el viento y energía térmica cuando el tiempo no acompaña, garantizando así un suministro más estable, constante y eficiente en la zona.

La nueva Central Térmica Manantiales Behr cuenta con 5 motogeneradores de última tecnología y la más alta eficiencia con capacidad para operar en condiciones climáticas adversas. El gas natural utilizado como combustible en los motores es producido por YPF en el mismo yacimiento Manantiales Behr.

El CEO de YPF Luz, Martín Mandarano, declaró al respecto “estamos muy felices de poder poner en operación un nuevo proyecto de generación eléctrica en este contexto desafiante”,.  “En el sistema híbrido, la naturaleza complementaria de las energías ayuda a reducir las emisiones de carbono con la velocidad y escala que requiere el mundo. La combinación de gas natural y viento es una de las más eficientes – técnica y económicamente – que existen hoy en el mundo, permitiendo hacer sustentable el camino a la transición energética”, finalizó.

La nueva central térmica requirió una inversión total de U$ 100 millones: U$ 60 correspondientes a la construcción de la central, a cargo de YPF Luz, y U$ 40 millones para el tendido de la red eléctrica, a cargo de YPF.

Ubicada a 40 kilómetros de Comodoro Rivadavia, en la provincia de Chubut, la nueva central cuenta con una eficiencia del 46,2% y genera energía equivalente a las necesidades de aproximadamente 130 mil hogares. Además, representa un aporte en la transición energética de la Argentina a través del uso de energía térmica diseñada para complementar a las energías renovables.

La electricidad que genera el Complejo Híbrido permite mejorar la disponibilidad de energía en el sistema eléctrico regional y en los yacimientos de YPF, dada la complementariedad eólica térmica con  gas natural y la flexibilidad operativa, que permite subir carga y complementar el viento muy rápidamente.

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Basualdo desplaza a dos funcionarios clave del ENRE para poner personal de su confianza y refuerza el control sobre CAMMESA

El subsecretario de Energía Eléctrica, Federico Basualdo, no solo sobrevivió a su enfrentamiento con el ministro de Economía Martín Guzmán sino que salió fortalecido y continúa acumulando poder en el sector eléctrico. En las últimas horas desplazó a dos funcionarios clave del Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE) para poner en su reemplazo personal de su confianza. Además, fuentes del sector señalaron a EconoJournal que este viernes designará a Mariela Koremblun, su mano derecha, como suplente del presidente de CAMMESA, que es el secretario de Energía Darío Martínez. Como Martínez no suele ir, es ella quien quedará en los hechos al frente de la empresa encargada del despacho de energía eléctrica.

Desplazamientos en el ENRE

Los cambios que impulsó Basualdo, fueron en el corazón del ENRE. Valeria Martofel, una funcionaria incondicional del sociólogo, asumió como jefa del Área de Análisis Regulatorio y Estudios Especiales en reemplazo de Darío Arrué, un histórico del ente que se venía desempeñando en el cargo desde agosto de 1998 y que, en principio, se tomará vacaciones.

El área es clave porque tiene a su cargo la emisión de los certificados de necesidad y conveniencia pública para poder avanzar con las ampliaciones de la red de transporte de 500 y 132 kilovatios. Además, quien la conduce es responsable de llevar adelante la Renegociación Tarifaria Integral de Transener y las transportistas de distribución troncal como Trasnoa y Trasnea.

El otro cambio consistió en el desplazamiento de Emilio Segura como jefe del Área de Auditoría Económica Financiera y Revisión Tarifaria y su reemplazo por el contador Alberto Reynaud. Segura, quien se desempeñaba en el cargo desde julio de 2010, fue el encargado de implementar desde el punto de vista técnico la RTI de Edesur y Edenor que negoció el gobierno de Mauricio Macri, la cual había sido impulsada por Juan Garade y Ricardo Sericano.

Fuentes del ENRE aseguraron a EconoJournal que “ambos agentes tienen la expertis necesaria para el puesto en que se los designó”. Agregaron que Martofel se desempeñaba como agente desde hace más de 10 años en el Área de Análisis Regulatorio y Estudios Especiales, además de haber sido directora del ente en 2014/2015, mientras que Reynaud, trabajaba como subjefe del Área de Auditoría Económica Financiera y Revisión Tarifaria. Las mismas fuentes del ente regulador remarcaron que “no es un descabezamiento, sino una reorganización a través de un cambio generacional en las áreas”.

También hubo un cambio en el Área de Aplicación y Administración de Normas Regulatorias donde la conducción ahora está manos de la ingeniera Silvia Merzi, una persona respetada por Basualdo. Sin embargo, fuentes del organismo aclararon que este cambio es solo hasta que Jorge “Bocha” Martínez se recupere de la enfermedad que enfrenta y pueda volver. “El estado de salud del ingeniero Jorge Martínez es algo que nos preocupa y seguimos desde cerca acompañando al ingeniero y a su familia. En ningún momento se evaluó realizar modificaciones en la jefatura del Área de Aplicación y Administración de Normas Regulatorias. Al momento y hasta tanto el ingeniero pueda retomar sus funciones, la jefatura del área se encuentra a cargo de la ingeniera Silvia Merzi, quien se desempeña como subjefa del área desde el año 2013”, precisaron.

Movimiento de piezas en Cammesa

En las últimas horas también trascendió que la secretaría de Energía designará a Mariela Koremblun en CAMMESA durante la asamblea de accionistas que tendrá lugar este viernes. La economista egresada de la Universidad de Buenos Aires se desempeña actualmente como asesora de Basualdo en la subsecretaría de Energía Eléctrica y durante el macrismo fue directora de Análisis Económico y Financiero de Proyectos Nucleares bajo la conducción de Julián Gadano. Ahora también será suplente del presidente de CAMMESA y como Darío Martínez está más tiempo en Neuquén que en Buenos Aires, terminará siendo quien conduzca la empresa.

Hasta ahora el primer suplemente era el propio Basualdo, pero si no iba la conducción de la empresa quedaba en manos del abogado Guillermo Usandivaras, quien responde al vicepresidente Santiago Yanotti. De este modo, Basualdo, que cada vez tiene más influencia y se maneja en los hechos como si fuera el secretario de Energía, evitará tener que ir a CAMMESA personalmente para ejercer ese control.  

En junio ya hubo cambios en la conducción de CAMMESA. Ariel Kogan, la mano derecha de Darío Martínez, fue desplazado de la vicepresidencia y en su lugar asumió Santiago Yanotti, que se venía desempeñando como subsecretario de Coordinación Institucional de la secretaría de Energía y también responde a Martínez. A su vez, Javier Gallo Mendoza fue corrido de la gerencia general y allí ingresó Sebastián Bonetto, hombre cercano a Basualdo.

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Construirán el primer barco remolcador impulsado a GNL en la Argentina

Un conjunto de empresas navieras trabaja en un proyecto para construir el primer barco remolcador impulsado a Gas Natural Licuado (GNL) de la Argentina. La iniciativa apunta a reemplazar, a partir del desarrollo de tecnología local, el consumo de combustibles de origen fósil más contaminantes como el gasoil o el bunker.

En esa clave, Silvia Martínez, presidenta de la Cámara de la Industria Naval Argentina, detalló las características del proyecto. La entidad de navieros presentó una propuesta técnica al Ministerio de Desarrollo Productivo a fin de destrabar procedimientos regulatorios y solicitó al Banco Nación una línea blanda para financiar el proyecto que demandará entre 13 y 18 millones de dólares. Las empresas están a la espera de que las dependencias del Estado aprueben la ingeniería financiera para iniciar la construcción del remolcador, que podría concretarse en 2022. Galileo es uno de los tecnólogos que participa del proyecto.

“Apuntamos, primero, a concretar la primera embarcación a GNL en el país con el objetivo, a mediano plazo, de poder exportar este tipo de bienes para la región. Considerando que el combustible constituye uno de los costos más importantes en el sector de navegación, hace seis años que venimos investigando las ventajas del GNL como combustible alternativo. Es un beneficio que disminuye los costos de logística y nos permite ser competitivos”.

La cuestión del abastecimiento está resuelta. YPF asumió la responsabilidad de hacerse cargo del abastecimiento de GNL teniendo en cuenta que existen cuatro sistemas posibles: a través de una planta de licuefacción de buque a buque, por medio de camiones cisterna o a partir de un método que se está usando en España sobre el uso de contenedores.

Por otro lado, Martínez anticipó en la entrevista que está en carpeta un proyecto de dragado de hidrovía con propulsión a GNL junto a las empresas de construcción naval Astillero Río Santiago y Tandanor.

Transición energética

La utilización de GNL como combustible para la flota marina es tendencia a nivel global, sobre todo, porque permite reemplazar el uso tradicional de derivados de petróleo más contaminantes como el búnker o el gasoil.

“En Europa hay más de 600 barcos propulsados a GNL y en América Latina los mercados están apostando al cambio de combustibles y las energías limpias. En Argentina solo nos falta el financiamiento. Tenemos astilleros, talleres, mano de obra altamente calificada y el apoyo de las universidades. El sector naval tiene sumas capacidades para emprender este desarrollo”, expresó la presidenta de la Cámara.

Con el objetivo de materializar el proyecto del remolcador, la industria naval argentina está realizando trabajos conjuntos con la compañía Galileo Technologies. La construcción de la embarcación demora aproximadamente 15 meses, no obstante, Silvia Martínez destacó que “en 2021 seguro tendremos algo que anunciar”. Y agregó: “el Estado está contribuyendo con proyectos innovadores. Confío en que se va a dar la aprobación de financiamiento para el primer remolcador con un beneficio en la tasa. La documentación ya está aprobada con lo cual estamos a la espera de la decisión final del Ministerio de Desarrollo Productivo”, concluyó.

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PECOM sumo nuevo Contrato de Operación y Mantenimiento en Brasil

PECOM, empresa de Servicios, Construcción y Productos en los rubros Gas, Petróleo y Energía Eléctrica, inició los servicios de Gerenciamiento, Operación y Mantenimiento para la empresa 3R Petroleum en los 8 campos terrestres de Água Grande, Bonsucesso, Finca Alto das Pedras, Pedrinhas, Pojuca, Río Pojuca, Tapiranga y Tapiranga Norte, que constituyen el Polo Rio Ventura, en la cuenca del Recôncavo, en Bahía, Brasil.

La producción promedio del Polo Rio Ventura en la primera mitad de 2021 fue de aproximadamente 780 barriles de petróleo por día (bpd) y 41.000 m3 / día de gas natural. En junio de 2020, PECOM había comenzado a brindar los mismos servicios para 3R Petroleum en sus 7 campos de gas y petróleo situados en el Polo Macau, Río Grande del Norte.

El Polo Macau engloba los campos de Aratum, Lagoa Aroeira, Macau, Serra, Salina Cristal, Porto Carão y Sanhaçu y está situado a 200 km de la ciudad de Natal. La producción total de petróleo y gas de esos campos es de aproximadamente 5 mil barriles de petróleo equivalente por día.

Acerca de esta nueva operación el CEO de PECOM, Javier Gremes Cordero, declaró -que “estamos muy felices y orgullosos de seguir creciendo en Brasil. Nuestros conocimientos técnicos sobre la operación y mantenimiento de yacimientos en cuencas maduras son un valor agregado que nuestros clientes destacan”.

La labor de PECOM en Brasil se extiende, además de los servicios de Operación y Mantenimiento, a la comercialización de bombas de profundidad para producción de petróleo.

“La obtención del contrato del Polo Río Ventura nos permite profundizar la estrategia de internacionalización de nuestra compañía”, agregó Gremes Cordero.

PECOM nació hace más de 70 años en Argentina y forma parte del Grupo Perez Companc. En Petróleo y Gas ofrece soluciones de operación y mantenimiento, ingeniería y construcciones, tratamientos y productos químicos, levantamiento artificial de fluidos (Artificial Lift), ensayos de pozos y servicios de alambre (Well Testing & Slick Line), servicios medioambientales y soluciones eléctricas y electromecánicas para yacimientos y refinerías.

También ofrece soluciones para el tendido de redes de fibra óptica, provisión e instalación de equipos de transmisión y montaje de estaciones de radio base.

“Además, nos destacamos en el desarrollo de infraestructura para la generación (renovable y no renovable), transporte y distribución de energía eléctrica, tanto para el mercado regulado como no regulado”, indicó la empresa que tiene presencia en Argentina, Bolivia, Brasil, Colombia y Perú. Cuenta con cerca de 5.500 empleados y en 2020 facturó U$ 327,2 Millones.

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24,11%: Argentina batió otra vez su récord de generación renovable

La Compañía Administradora del Mercado Eléctrico Mayorista (CAMMESA) reflejó una nueva marca máxima de generación con energías limpias en la matriz eléctrica durante el sábado pasado a las 05:50 horas y así superó el 24% por segunda vez en menos de dos meses. Las generación de energías limpias renovables volvió a batir su récord en el cubrimiento de la demanda total de energía al alcanzar el 24,11% durante el sábado por la madrugada argentina, según los datos aportados por la Compañía Administradora del Mercado Eléctrico Mayorista (CAMMESA) Y de esta manera se rompió la marca previa a la que había […]

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